Электр энергетикасы саласындағы нормативтік техникалық құжаттарды бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2017 жылғы 7 ақпанда № 14771 болып тіркелді.

"Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасының Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

1. Мыналар:

1) осы бұйрыққа 1-қосымшаға сәйкес Диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтары мен ұлу сауытының металы шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

2) осы бұйрыққа 2-қосымшаға сәйкес Мұнаралы градирняларды жөндеу кезіндегі кесілген ағаш материалдары шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

3) осы бұйрыққа 3-қосымшаға сәйкес Гидроэлектр станцияларындағы су ағынын есепке алу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

4) осы бұйрыққа 4-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы сорбенттердің шығыс нормаларын есептеу әдістемесі;

5) осы бұйрыққа 5-қосымшаға сәйкес Күлді тасымалдау үшін аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге арналған материалдар, қалқалар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

6) осы бұйрыққа 6-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

7) осы бұйрыққа 7-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының өндірістік сарқынды ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

8) осы бұйрыққа 8-қосымшаға сәйкес Газ-мазуттық қазандықтардың жану процесін реттеу жүйесін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

9) осы бұйрыққа 9-қосымшаға сәйкес Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

10) осы бұйрыққа 10-қосымшаға сәйкес Жуу құралдарының биологиялық ажырайтын су ерітінділерін қолдана отырып, турбоагрегаттардың май жүйелерін пайдалану үшін тазартуларды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

11) осы бұйрыққа 11-қосымшаға сәйкес Электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерін тексеру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

12) осы бұйрыққа 12-қосымшаға сәйкес Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесі;

13) осы бұйрыққа 13-қосымшаға сәйкес Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесі;

14) осы бұйрыққа 14-қосымшаға сәйкес 330-1150 киловольт электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

15) осы бұйрыққа 15-қосымшаға сәйкес Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

16) осы бұйрыққа 16-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфрақызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

17) осы бұйрыққа 17-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы азот шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

18) осы бұйрыққа 18-қосымшаға сәйкес Жылу көзіне жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсат шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

19) осы бұйрыққа 19-қосымшаға сәйкес Жылу көзіндегі жылумен жабдықтаудың су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу тасығыштың шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

20) осы бұйрыққа 20-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларына арналған гидразин шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

21) осы бұйрыққа 21-қосымшаға сәйкес Белгіленген қуаты сағатына 100 гигакалория және одан жоғары қазандық қондырғыларының тозаң дайындау жүйесін жөндеуден пайдалануға қабылдап алу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

22) осы бұйрыққа 22-қосымшаға сәйкес Электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарының өзгерістерін талдау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

23) осы бұйрыққа 23-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

24) осы бұйрыққа 24-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы энергияны үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

25) осы бұйрыққа 25-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларын жаңғырту, реконструкциялау және ауыстыру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

26) осы бұйрыққа 26-қосымшаға сәйкес Энергия жүйесінің электр бөлігіндегі аварияларды жою жөніндегі әдістемелік нұсқаулықтар;

27) осы бұйрыққа 27-қосымшаға сәйкес Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

28) осы бұйрыққа 28-қосымшаға сәйкес Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

29) осы бұйрыққа 29-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарын нормалау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

30) осы бұйрыққа 30-қосымшаға сәйкес Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесі;

31) осы бұйрыққа 31-қосымшаға сәйкес Энергия жүйесіндегі технологиялық бұзушылықтардың алдын алу және оларды жою үшін электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін жасау және қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқаулықтар;

32) осы бұйрыққа 32-қосымшаға сәйкес Салалық нұсқаухаттар мен аварияға қарсы нұсқамаларды әзірлеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

33) осы бұйрыққа 33-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы сутегі шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

34) осы бұйрыққа 34-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларындағы көмірқышқыл газы шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

35) осы бұйрыққа 35-қосымшаға сәйкес, Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларына қызмет көрсету жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

36) осы бұйрыққа 36-қосымшаға сәйкес Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

37) осы бұйрыққа 37-қосымшаға сәйкес Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі;

38) осы бұйрыққа 38-қосымшаға сәйкес Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесі;

39) осы бұйрыққа 39-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтарды жүргізу жөніндегі әдістемелік нсұқаулықтар;

40) осы бұйрыққа 40-қосымшаға сәйкес Электр станцияларындағы өндірістік санитария бойынша жұмыстарды ұйымдастыру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

41) осы бұйрыққа 41-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының жылу энергетикалық жабдықтарын технологиялық қорғау схемаларын орындау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар;

42) осы бұйрыққа 42-қосымшаға сәйкес Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Электр энергетикасы департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның көшірмесін Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау банкінде орналастыру үшін Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің "Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жіберуді;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

4) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 2) және 3) тармақшаларында көзделген іс-шараларды орындағаны туралы мәліметтер ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының Энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының Энергетика министрі

Қ. Бозымбаев

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 1-қосымша

Диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтары мен ұлу сауытының металы шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтары мен ұлу сауытының металы шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларының диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтары мен ұлу сауыты металының нормативтік шығысын айқындауға арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр станциясы – электр және жылу энергиясын өндіруге арналған, құрылыс бөлігін, энергияны түрлендіруге арналған жабдықты және қажетті қосалқы жабдықты қамтитын энергетикалық объект;

2) сауыт – беріктігі, тұтқырлығы мейлінше жоғары, көрсеткіштердің жоғары деңгейінде тұрған басқа да механикалық параметрлері бар материалдың қорғағыш қабаты, осы қабатпен қапталған объектіге күші мен қарқындылығы жағынан әртүрлі әсерге тосқауыл функциясын орындайды;

3) дымқыл қоңыр көмір – құрамында 10 %-дан астам ылғал бар қоңыр көмір.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Жоғары дәрежеде дымқыл қоңыр көмірді жағуға желдеткіш диірмендері бар оттықтар арналған.

4. Диірмен-желдеткіш соққылармен жабдықталған қалақты аспап түріндегі ротордан тұрады және сауыт пен сепаратордың ішкі жағынан қапталған металл корпуста болады. Отынды ротордың соққылары үгітеді.

5. Диірмен-желдеткіштердің тозатын элементтерін (сауыт, жұмыс дөңгелектері) қарап тексеру және қажет болған жағдайда ауыстыру немесе жөндеу Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес жүйелі түрде график бойынша жүргізіледі.

6. Диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтарының металл шығысы нормаларының есебін жасау кезінде жұмыс қалақтарының екі конструкциясы бастапқы ретінде қабылданды:

1) беріктігі 58-60 HRC болатын Т-590 немесе Т-620 типіндегі қатты қорытпа 5 мм қабатпен балқытып қапталған көміртекті болаттан жасалған қалыңдығы 50 миллиметр (бұдан әрі – мм) тікбұрышты нысандағы ұсақтаушы қалақтар;

2) дәл осындай кескінделген биметалл қалақтар.

7. Отынның негізгі маркалары үшін ұсақтаушы қалақтардың үлестік металл шығысының нормативтік мәндері (заттай отынға қайта есептелген) осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген.

8. Отын басқа қоспалармен көп ластанған және оны тазалау қанағаттанарлықсыз түрде ұйымдастырылған кезде 110Г13Л типіндегі болаттан жасалған қалақтарды қолданған неғұрлым ұтымды.

9. Осы Әдістеменің 6-тармағында көрсетілген жағдайлардан ерекшеленетін жағдайлар үшін металдың үлестік шығысының мәні, грамм/тонна (бұдан әрі – г/т), мынадай формуламен айқындалады:

, (1)

мұндағы И_норм – отынның негізгі маркалары үшін сауыттың үлестік шығысының нормалары (заттай отынға қайта есептелген), г/т;

К_к, К_и және К_пол – тиісінше қалақ конструкциясының, материалының әсері және олардың сынуына байланысты металдың үлестік шығысының ұлғаюы ескерілетін коэффициенттер.

Төменде осы коэффициенттердің мәндері келтірілген.

Ұсақтаушы қалақтар конструкциясының әсерін ескеретін К_к коэффициенті осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес 2-кестеде келтірілген.

Қалақтар материалдарының әсерін ескеретін К_и коэффициенті осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес 3-кестеде келтірілген.

Қалақтардың сынуына байланысты металдың үлестік шығысының өсуін ескеретін К_пол коэффициенті отынды металдан және отынға басқа да қоспалардан тазарту сапасымен, сондай-ақ отынды ұсақтау сапасымен немесе диірменге ірі қатты қоспалардың түсуінің үлкен ықтималдығымен анықталады. К_пол коэффициентінің 1,15-тен артық ұлғаюы жабдықтың отын дайындауға байланысты қанағаттанарлықсыз жағдайы туралы куәландырады.

10. Диірмен-желдеткіштердің ұлу сауыты металының үлестік шығысының нормалары ұлу сауытын 40x90 мм (Ст 3 типіндегі болат) мөлшерлі кесектерден жасау жағдайлары үшін құрастырылған.

Отынның негізгі маркалары үшін сауыттың үлестік шығысының нормалары (заттай отынға қайта есептелген) осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес 4-кестеде келтірілген.

11. Осы Әдістеменің 10-тармағында көрсетілген жағдайлардан өзгешеленетін жағдайлар үшін сауыттың үлестік шығысы (1) формула бойынша есептеледі, онда К_к мәні 1-ге тең деп қабылданады, ал сауыт материалы ескерілетін К_и коэффициентінің мәні осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес 5-кестеде келтірілген.

12. Электр станциясының жұмыс қалақтары мен ұлу сауытына арналған металға жылдық қажеттілік мына формула бойынша айқындалады

(2)

мұндағы В_г – заттай отынның жылдық шығыны, тонна;

- ұсақтаушы қалақтар металының үлестік шығысының жол берілетін мәндері, г/т;

- сауыт металының үлестік шығысының жол берілетін мәндері, г/т.

13. Электр станциясының ұсақтаушы қалақтары мен ұлу сауытына металға жылдық қажеттілікті есептеу үлгісі осы Әдістемеге 2-қосымшада келтірілген.

Диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтары мен ұлу сауытының металы шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

1-кесте

Отынның негізгі маркалары үшін ұсақтаушы қалақтар металының үлестік шығысының нормативтік мәндері

Отын	Металдың үлестік шығысы, г/т
	Беріктігі 58-60 HRC болатын Т-590 немесе Т-620 типіндегі қатты қорытпа 5 мм қабатпен балқытып қапталған көміртекті болаттан жасалған ұсақтаушы қалақтар	110Г13Л типіндегі болаттан жасалған кескінделген қалақтар
1. Леңгірлік 2. Шөптікөлдік 3. Торғайлық	20 20 13	28 28 19

2-кесте

Ұсақтаушы қалақтар конструкциясының әсері ескерілетін
К_к коэффициенті

Қалақтардың конструкциясы	Кк коэффициенті
Кескінделген (осы қосымшаның 6-кестесі, 1-сурет)	1
Қалыңдығы 50 мм тұрақты кескінмен	1,25

3-кесте

Қалақтар материалының әсері ескерілетін К_и коэффициенті

Қалақтардың материалы	Ки коэффициенті
Ст 3 типіндегі болат	1,55
Ст 5 тынық болат (бұдан әрі – тб) типіндегі болат	1,3
110Г13Л типіндегі болат	1,0
Беріктігі 58-60 HRC болатын Т-590 немесе Т-620 типіндегі қатты қорытпа 5 мм қабатпен автоматты түрде балқытып қапталған көміртекті болат	0,7
Беріктігі 52 - 55 HRC болатын 8 мм қабатпен АН-170 типіндегі ұнтақ сыммен автоматты түрде балқытып қапталған көміртекті болат	0,7
Биметалл қалақтар	0,7

4-кесте

Отынның негізгі маркалары үшін сауыттың үлестік шығысының нормалары

Отын	Сауыттың үлестік шығысы, г/т
1. Леңгірлік	52
2. Шөптікөлдік	52
3. Торғайлық	46

5-кесте

Сауыт материалы ескерілген К_к коэффициенті

Қалақтардың материалы	Кк коэффициенті
Ст 3 типіндегі болат	1
Ст 5 тб типіндегі болат	0,85
110Г13Л типіндегі болат	0,65
16 ГС типіндегі болат	0,8

1-сурет. Кескінделген қалақтар

6-кесте

Кескінделген қалақтардың мөлшері мен салмағы

Диірменнің даметрі, (мм)	Мөлшері, мм														Қалақтың салмағы, кг
	А	а1	а2	а3	а4	а5	а6	а7	Н	Н1	Н2	h	h1	h2
1600	680	80	120	200	55	200	40	23	290	65	120	270	65	120	60
2100	880	100	155	260	70	255	50	23	305	80	120	280	80	120	90
2700	738	90	130	230	65	220	45	25	376	70	196	356	70	196	89
3300	858	100	160	250	70	260	50	25	490	75	300	470	75	300	144

Диірмен-желдеткіштердің жұмыс қалақтары мен ұлу сауытының металы шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

Ұсақтауыш қалақтар мен ұлу сауытының металына электр станциясының жылдық қажеттілігін есептеу үлгісі

Диірмен-желдеткіштердің ұсақтауыш қалақтары мен сауытының металына бір электр станциясының қажеттілігін есептеу:

Отын	Торғай қоңыр көмірі
Зататй отынның жылдық шығысы Вг	8,02 миллион тонна
Қолданылатын қалақтардың конструкциясы	Қалыңдығы 40 мм тұрақты кескіні бар
Қолданылатын сауыттың конструкциясы	40х90 мм жолақ
Қолданылатын қалақтардың материалы	110Г13Л типіндегі болат
Қолданылатын сауыттың материалы	Ст 3 типіндегі болат
Диірменге бөгде қатты қосылыстар түскен кезде сынған қалақтардың үлесі	10 %
Қатты қосылыстар түскен кезде сынған сауыт кесектерінің үлесі	Қатты қосылыстар түскен кезде сынған сауыт кесектерінің болмауына байланысты ескерілмейді
Осы Әдістеменің (1) формуласы бойынша айқындалған ұсақтауыш қалақтар металының үлестік шығысының жол берілетін мәндері	= 19х1,25х1,0х1,1 = 26,1 г/т
Осы Әдістеменің (1) формуласы бойынша айқындалған сауыттың үлестік шығысының жол берілетін мәндері	= 46х1,0 = 46 г/т
Осы Әдістеменің (2) формуласы бойынша айқындалған ұсақтауыш қалақтар мен ұлу сауытының металына электр станциясының жылдық қажеттілігі	тонна

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 2-қосымша

Мұнаралы градирняларды жөндеу кезіндегі кесілген ағаш материалдары шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Мұнаралы градирняларды жөндеу кезіндегі кесілген ағаш материалдары шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларының мұнаралы градирняларын жөндеу кезіндегі кесілген ағаш материалдарының шығысын айқындауға арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) жөндеу – жабдықтың жарамдылығын немесе жұмысқа қабілеттелігін қалпы келтіру және оның құрамдас бөліктерінің ресурстарын қалпы келтіру жөніндегі операциялар кешені;

2) электр станциясы – құрылыс бөлігін, энергияны түрлендіру үшін жабдықты және қажетті қосалқы жабдықты қамтитын, электр және жылу энергиясын өндіруге арналған энергетикалық объект;

3) гидросалқындатқыш – циркуляциялық суды салқындатуға арналған жылу алмастарытын құрылыс;

4) градирня – салқындатылатын судың температурасын тиімді төмендету үшін ауа күші пайдаланылатын гидросалқындатқыш;

5) мұнаралы градирня – күш сорғыш мұнараның көмегімен жасалатын градирня.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Әдістемеде нормаларды есептеу кезінде градирнялардың ағаш суландырғыштарының неғұрлым оңтайлы техникалық шешімдерін, реконструкцияларын іріктеу орындалды.

4. Турбиналарды пайдалану режимінің өзгеруіне байланысты бірқатар градирнялардың шашыратқыш типке ауысуына байланысты, Әдістемеде судың шашыратқыш градирнялардан шығарылуын болғызбайтын су ұстағыштарды құрылғылауға материалдар шығысының нормалары келтірілген.

5. Градирнялардың ағаш бөлшектерінің талап етілетін мөлшері осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 1 – 5-кестелерде келтірілген.

6. Мұнаралы градирняның суландырғышын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының нормалары осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген.

8. Суландыру алаңы 432 м² болатын желдеткішті градирняның суландырғышын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының нормалары осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 2-кестеде келтірілген.

9. Градирня су ұстағышының құрылғысын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының нормалары осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 3-кестеде келтірілген.

10. Градирняның суландырғышын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының жиынтық кестесі осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 4-кестеде келтірілген.

11. Суландырғышты құрылғылау үшін қималар бойынша кесілген ағаш материалдарының шығысы осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 5-кестеде келтірілген.

Мұнаралы градирняларды жөндеу кезіндегі кесілген ағаш материалдары шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне қосымша

1-кесте

Мұнаралы градирняның суландырғышын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының нормалары

Атауы	Қимасы, миллиметр (бұдан әрі – мм)	Ұзындығы, мм	Көлемі, текше метр ( бұдан әрі – м3)	Ескерту
Суландыру алаңы 725 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1850	1,75
Төрткілдеш	100 х 10	1720	1,65
Төрткілдеш	100 х 10	1540	100,10
Төрткілдеш	100 х 10	1260	19,0
Төрткілдеш	50 х 10	750	2,6
Төрткілдеш	50 х 10	550	0,15
Төрткілдеш	50 х 10	390	0,80
Діңгек	50 х 30	1150	47,30
Діңгек	50 х 30	850	39,15
Діңгек	32 х 32	1150	6,00
Діңгек	32 х 32	850	4,00
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	1,00
Жиыны	-	-	233,5
Суландыру алаңы 800 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1150	4,63
Төрткілдеш	100 х 10	1500	160,91
Төрткілдеш	100 х 10	1900	3,94
Төрткілдеш	50 х 10	890	6,00
Діңгек	40 х 30	1150	35,42
-"-	40 х 30	1050	48,20
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	1,00
Жиыны	-	-	290,1
Суландыру алаңы 1000 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1860	170,4
Төрткілдеш	100 х 10	1104	2,53
Төрткілдеш	100 х 10	1070	7,53
Төрткілдеш	100 х 10	815	0,26
Төрткілдеш	60 х 10	815	10,30
Төрткілдеш	25 х 10	1220	30,00
Діңгек	32 х 32	1200	40,00
Діңгек	60 х 30	1270	13,80
Діңгек	60 х 30	865	19,40
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	1,20
Жиыны		-	295,40
Суландыру алаңы 1200 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1800	5,28
Төрткілдеш	100 х 10	1900	1,72
Төрткілдеш	100 х 10	1700	0,73
Төрткілдеш	100 х 10	1600	146,10
Төрткілдеш	100 х 10	1200	31,50
Төрткілдеш	100 х 10	1150	9,10
Төрткілдеш	100 х 10	800	2,65
Төрткілдеш	50 х 10	711	8,16
Төрткілдеш	50 х 10	390	0,34
Төрткілдеш	50 х 10	270	0,91
Діңгек	40 х 30	1150	100,72
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	1,50	Бос кеңістікті толтыру үшін
Жиыны	-	-	308,23
Суландыру алаңы 1280 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1560	172,37
Төрткілдеш	100 х 10	1460	10,80
Төрткілдеш	100 х 10	1360	8,51
Төрткілдеш	100 х 10	1200	19,92
Төрткілдеш	100 х 10	1000	2,82
Төрткілдеш	100 х 10	850	16,20
Төрткілдеш	100 х 10	640	1,52
Діңгек	32 х 32	1300	93,56
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	1,60	Ойықтарды жабу үшін
Жиыны	-	-	327,30
Суландыру алаңы 1520 м2
Төрткілдеш	100 х 10	2650	0,55
Төрткілдеш	100 х 10	2380	17,66
Төрткілдеш	100 х 10	2080	17,75
Төрткілдеш	100 х 10	1900	0,25
Төрткілдеш	100 х 10	1780	190,50
Төрткілдеш	100 х 10	1480	6,45
Төрткілдеш	100 х 10	1150	8,27
Төрткілдеш	50 х 10	750	9,15
Діңгек	40 х 30	1150	156,88
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	2,00	Ойықтарды жабу үшін
Жиыны	-	-	409,46
Суландыру алаңы 1600 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1600	8,20
Төрткілдеш	100 х 10	1470	138,10
Төрткілдеш	100 х 10	1300	106,92
Төрткілдеш	100 х 10	1170	5,61
Төрткілдеш	100 х 10	1000	4,20
Төрткілдеш	100 х 10	850	4,90
Төрткілдеш	100 х 10	2100-650	1,04
Төрткілдеш	50 х 10	2000	2,44
Төрткілдеш	50 х 10	1800	2,43
Төрткілдеш	50 х 10	710	13,50
Төрткілдеш	50 х 10	390	0,10
Діңгек	40 х 30	1600	108,24
Діңгек	40 х 30	1150	0,80
Діңгек	40 х 30	850	57,30
Діңгек	40 х 30	400	7,32
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	2,50	Ойықтарды жабу үшін
Жиыны	-	-	463,60
Суландыру алаңы 2100 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1600	10,76
Төрткілдеш	100 х 10	1470	181,25
Төрткілдеш	100 х 10	1300	140,33
Төрткілдеш	100 х 10	1170	7,36
Төрткілдеш	100 х 10	1000	5,51
Төрткілдеш	100 х 10	850	6,43
Төрткілдеш	100 х 10	2100-650	1,36
Төрткілдеш	50 х 10	2000	3,20
Төрткілдеш	50 х 10	1300	3,19
Төрткілдеш	50 х 10	710	17,71
Төрткілдеш	50 х 10	390	0,13
Діңгек	40 х 30	1600	142,06
Діңгек	40 х 30	1150	1,05
Діңгек	40 х 30	850	75,20
Діңгек	40 х 30	400	9,60
Тақтай	Қалыңдығы 19		3,00
Жиыны	-	-	608,14
Суландыру алаңы 2600 м2
Төрткілдеш	100 х 10	1560	350,12
Төрткілдеш	100 х 10	1460	21,93
Төрткілдеш	100 х 10	1360	17,28
Төрткілдеш	100 х 10	1200	40,45
Төрткілдеш	100 х 10	1000	5,72
Төрткілдеш	100 х 10	850	32,90
Төрткілдеш	100 х 10	640	3,08
Діңгек	32 х 32	1300	190,02
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	4,00	Ойықтарды жабу үшін
Жиыны	-	-	665,50
Суландыру алаңы 3200 м2
Төрткілдеш	100 х 10	2650	1,15
Төрткілдеш	100 х 10	2380	37,08
Төрткілдеш	100 х 10	2080	37,27
Төрткілдеш	100 х 10	1900	0,52
Төрткілдеш	100 х 10	1780	400,00
Төрткілдеш	100 х 10	1480	13,54
Төрткілдеш	100 х 10	1150	17,36
Төрткілдеш	50 х 10	750	9,15
Діңгек	40 х 30	1150	329,45
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	4,20	Ойықтарды жабу үшін
Жиыны	-	-	859,75

2-кесте

Суландыру алаңы 432 м² болатын желдеткішті градирняның суландырғышын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының нормалары

Атауы	Қимасы, мм	Ұзындығы, мм	Көлемі, м3	Ескерту
Төрткілдеш	100 х 10	3800	32,25
Төрткілдеш	100 х 10	3500	30,45
Төрткілдеш	100 х 10	1700	19,95
Төрткілдеш	100 х 10	1500	13,25
Діңгек	32 х 32	1150	30,60
Тақтай	Қалыңдығы 19	-	0,50
Жиыны	-	-	127,00

3-кесте

Су ұстағыштың құрылғысын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының нормалары

Атауы	Қимасы , мм	Ұзындығы , мм	Көлемі (м3) градирняның суландыру алаңы кезінде, м2
			432	725	800	1000	1200	1280	1520	1600	2100	2600	3200
Төрткілдеш	100x50	2990	7,33	12,30	13,60	16,96	20,36	21,72	25,79	27,15	35,62	44,11	54,30
Төрткілдеш	100x50	2010	0,04	0,07	0,10	0,11	0,12	0,13	0,15	0,16	0,21	0,26	0,32
Төрткілдеш	100x50	1480	2,62	4,40	4,85	6,06	7,27	7,76	9,21	9,70	12,73	15,76	19,40
Төрткілдеш	100x50	1180	0,16	0,30	0,30	0,40	0,45	0,48	0,57	0,60	0,78	0,97	1,20
Төрткілдеш	90x10	1370	8,63	14,48	16,00	20,00	24,00	25,60	30,38	31,98	41,95	51,96	63,96
Төрткілдеш	90x10	1070	0,38	0,65	0,72	0,90	1,07	1,14	1,36	1,43	1,87	2,32	2,86
Діңгек	45x10	1395	0,46	0,77	0,85	1,06	1,27	1,36	1,61	1,70	2,23	2,76	3,40
Діңгек	40x40	Ұзын өл-шемді	0,08	0,14	0,15	0,18	0,21	0,24	0,28	0,30	0,39	0,48	0,60
Тақтай	100x10	-"-	0,25	0,20	0,47	0,60	0,71	0,76	0,90	0,95	1,24	1,54	1,90
Жиыны	-	-	19,96	33,14	37,04	46,27	55,45	39,19	71,25	73,97	97,02	120,16	147,94

4-кесте

Градирняның суландырғышын жөндеуге кесілген ағаш материалдары шығысының жиынтық кестесі

Суландыру алаңы, м2	432	725	800	1000	1200	1280	1520	1600	2100	2600	3200
Ағаш бөлшектердің көлемі, м3	127,0	233,5	290,1	295,4	308,2	327,3	409,5	463,6	608,1	665,5	859,8

5-кесте

Суландырғышты құрылғылау үшін қималар бойынша кесілген ағаш материалдарының шығысы

Атауы	Суландыру алаңы, м2
	432	725	800	1000	1200	1280	1520	1600	2100	2600	3200
Төрткілдеш, мм:
100x10	95,9	132,5	169,5	180,7	197,1	232,2	250,5	270,0	353,0	471,5	507,2
60x10	-	-	-	10,3	-	-	-	-	-	-	-
50x10	-	3,5	6,0	-	8,4	-	-	18,5	24,2	-	9,15
25x10	-	-	-	30,0	-	-	-	-	-	-	-
Діңгек, мм:
32x32	30,6	10,0	-	-	-	93,6	-	-	-	190,0	-
60x30	-	-	-	33,2	-		-	-	-	-	-
50x30	-	86,5	-	-	-	-	-	-	-	-	-
40x30	-	-	83,6	-	100,7	-	156,9	173,6	227,9	-	329,4
Қалыңдығы 19 мм тақтай	0,5	1,0	1,0	1,2	1,5	1,6	2,0	2,5	3,0	4,0	4,2

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 3-қосымша

Гидроэлектр станцияларындағы су ағынын есепке алу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Гидроэлектр станцияларындағы су ағынын есепке алу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және гидроэлектр станцияларында (бұдан әрі – ГЭС) су ағынын есепке алуды ұйымдастыру мен өткізуге арналған әрі белгіленген қуаты 5 МВт астам барлық гидроэлектр станцияларына таралады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) гидроэлектр станциясы – су ағынының энергиясын энергия көзі ретінде пайдаланатын электр станциясы;

2) эжекциялық әсер – қысымы неғұрлым төмен суды қысымы неғұрлым жоғары су ағынымен ұлғайту.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады

2-тарау. ГЭС-те ескерілетін су ағынының негізгі құрауыштары

3. Су торабының жармасы арқылы өтетін су ағыны, гидроагрегаттар арқылы су шығынынан, түрлі су өткізетін құрылыстардан (бос жолдар арқылы су ағызу, шлюздер, жуып-шаю галереялары) ағызылатын шығыннан, сүзгілеуге және түрлі ағып кетулерге (қақпақтардың тығыз емес жерлерінен, гидротурбиналардың жабық бағыттайтын аппараттарынан, шлюздердің қақпалары) кеткен шығыннан және жеке мұқтаждыққа арналған шығыннан құралады.

4. Су торабы арқылы өтетін су ағынының жалпы теңгерімінде гидроагрегаттар арқылы су шығыны, түрлі су өткізетін құрылыстардан (бос жолдар арқылы су ағызу, шлюздер, жуып-шаю галереялары) ағызылатын шығын, сүзгілеуге және түрлі ағып кетулерге (қақпақтардың тығыз емес жерлерінен, гидротурбиналардың жабық бағыттайтын аппараттарынан, шлюздердің қақпалары) кеткен шығын және жеке мұқтаждыққа арналған шығын бірдей емес. Каскадтардың құрамына кіретін жеткілікті көлемде су қоймасы бар электр станциялары судың барлық шығынын негізінен гидротурбиналар арқылы жібереді. Су өткізу құрылыстары тасқынды кезеңде немесе гидроагрегаттарды тоқтату уақытында және су қоймасында бос орын болмаған кезде қысқа уақыт жұмыс істейді.

5. Су торабы құрылысының астынан және жер плотиналары арқылы суды сүзгілеу шығындары, қақпақтардың тығыз емес жерлерінен, гидротурбиналардың жабық бағыттайтын аппараттарынан су ағулар тәулік сайын өлшенбейді, тұрақты құрамдас бөлігі ретінде қабылданады. Сүзгілеу шығындары су ағызатын дренаждық құдықтардағы су деңгейіне жеткен кезде автоматты түрде жұмысқа қосылатын дренаждық сорғының қосылу санын есептеу жолымен айқындалады және жобалау деректерінен алынады.

6. ГЭС-тағы су ағулардың (қақпақтардың және гидротурбиналардың бағыттайтын аппараттарының тығыз жабылған жерлері арқылы ағу) барлық түрінен жиынтық сүзгілеу шығындары әдетте көп емес және су торабы арқылы жалпы шығынның азғантай бөлігін құрайды, гидротурбиналар мен суды ағызушылардың шығындарын өлшеудің нақтылығы шеңберінде аз болғандықтан ескерілмейді.

7. Кейде сүзгілеу шығындары жалпы пайдаланылған судың басым бөлігін құрайтын шағын ГЭС-тарда олардың мәнін заттай нақтылау ұсынылады.

8. ГЭС-та су ағынын дұрыс есептеу үшін жергілікті пайдалану нұсқаулықтарын жасау кезінде су торабының жармасында жекелеген бөліктер де, судың жиынтық шығынының да дәлсіздіктері бағаланады.

3-тарау. Гидроагрегаттар арқылы су ағынын есепке алу

9. Гидроагрегаттар арқылы су ағынын ГЭС типіне, орнатылған гидротурбиналардың санына, жүктеменің тәуліктік кестесінің сипаттамасына, дәлдік талаптарына қарай пайдалану сипаттамасы бойынша есепке алу әдістемесі гидротурбиналар арқылы судың орташа тәуліктік шығынын анықтаудың 5 тәсіліне бөлінеді:

1) бірінші тәсіл – тәуліктің әр сағатында агрегаттың жүктемесін N, киловатт (бұдан әрі – кВт) және жұмыс тегеурінін H, метр (бұдан әрі – м) айқындайды. Бұл деректер бойынша, пайдалану сипаттамасын пайдалана отырып, әр сағат ішіндегі су шығынын табады Q_час, текше метр/секунд (бұдан әрі – м³/с). Орташа тәуліктік шығынды мына формула бойынша айқындайды:

(1)

мұндағы Q_час – әр сағаттағы су шығыны;

2) екінші тәсіл – электр қуатын өндіруді есепке алу аспабы бойынша су агрегатының (немесе егер, есептеу барлық гидротурбиналар үшін бірден жүргізілсе, гидроагрегаттардың) тәулік ішіндегі орташа жүктемесін айқындайды:

(2)

мұндағы N_ср – су агрегатының тәулік ішіндегі орташа жүктемесі, кВт;

Э – уақыттың есептік интервалы (тәулік) ішіндегі су агрегатының (барлық су агрегаттарының) электр қуатын өндіріп шығаруы, сағатына киловатт (бұдан әрі – кВт*сағ).

Жоғары және төменгі бьефтердің деңгейлерін жекелеген өлшеу деректері бойынша тәулік ішіндегі орташа жұмыс тегеуріні айқындалады. Су агрегатының шығындық сипаттамасы бойынша қуаттың және тегеуріннің алынған орташа мәні үшін гидротурбиналар арқылы судың орташа тәуліктік шығыны айқындалады;

3) үшінші тәсіл – электр энергиясын өндіруді есепке алу аспабы бойынша су агрегатының (немесе егер, есептеу барлық гидротурбиналар үшін бірден жүргізілсе, гидроагрегаттардың) жұмыс істеген кезіндегі орташа жүктемесі айқындалады:

(3)

мұндағы N_ср.р - су агрегатының жұмыс істеген кездегі орташа жүктемесі, кВт;

t_р – тәулік ішінде су агрегатының (су агрегаттарының) жұмыс істеу ұзақтығы, сағат.

Жоғары және төменгі бьефтердің деңгейлерін жекелеген өлшеу деректері бойынша тәулік ішіндегі орташа жұмыс тегеуріні айқындалады. Су агрегатының шығындық сипаттамасы бойынша қуаттың және тегеуріннің алынған орташа мәні үшін ол жұмыс істеген уақыттағы гидротурбиналар арқылы судың орташа шығыны айқындалады (Q_ср._р). Гидротурбиналар арқылы судың орташа тәуліктік шығынын, м³/с, мына формула бойынша айқындалады:

(4)

4) төртінші тәсіл – осы Әдістемелік нұсқаулардың 12-тармағының 3) тармақшасында сипатталған тәсілге ұқсас, бірақ жұмыс істеген кездегі орташа шығынды (Q_ср.р) анықтау кезінде тегеурін орташа тәуліктік мән бойынша емес, су агрегатының жұмыс істеген кезіндегі орташа мән ретінде ескеріледі;

5) бесінші тәсіл – тегеурінге q=f(H) немесе жоғарғы бьефтегі су деңгейіне q=f(

В*Б) қарай судың шығарылған немесе жіберілген электр энергиясына (q_в,) текше метр/киловатт сағат (бұдан әрі – м³/(кВт * сағ) меншікті үлесінің есептеу мәнінің кестесі бойынша. Мұндай кестелер болған кезде гидротурбиналар арқылы судың орташа тәуліктік шығынының мәнін есептеу генераторлардың электр есептегіштерінің көрсеткіштері бойынша жүргізіледі. Электр энергиясының тәуліктік өндірілуі (Э_сут (кВт*сағ) тиісті кесте бойынша алынған мәндер (N_ср) және орташа тәуліктік тірек деңгейі бойынша айқындалады, аталған тәуліктегі судың меншікті үлесінің орташа мәнін (q) айқындалады, текше метр/киловатт сағат (бұдан әрі – м³/(кВт*сағ), 86,4*10^-3 – секндтан тәулікке ауыстыру коэффициенті. Судың орташа тәуліктік шығыны мына формула бойынша есептеледі:

(5)

10. Өлшемдердің өздерін жүргізуге және одан арғы есептеулерге өндірістегі ең төмен шығындану кезінде алынатын нәтиженің қажетті дәлдігін қамтамасыз ету орташа тәуліктік шығынды анықтаудың сол немесе басқа тәсілін таңдаудың негізгі өлшемшарты болып табылады. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 9-тармағының 1) тармақшасында сипатталған тәсіл бойынша гидроагрегаттар саны аз ГЭС-тардаға орташа тәуліктік тегеурін айқындалады.

11. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 9-тармағының 5) тармақшасында сипатталған тәсіл бойынша судың үлестік шығынының кестелері болған кезде орташа тәуліктік тегеурін айқындалады.

12. Тәулік бойы жоғары бьеф деңгейінің толқуы байқалмайтын болса, осы Әдістемелік нұсқаулар қолданылады. Тегеуріннің төмендеуіне әкеп соғатын толқулар кезінде үлестік шығындардың мәндері өзгереді, су ағынын есепке алу судың үлестік шығындарының кестелері бойынша жүргізіледі.

13. Судың гидротурбиналар арқылы шығынын есепке алу үшін пайдаланушылық сипаттамаларды пайдалану гидроагрегат пен тегеурін қуатын өлшеу арқылы айқындалады.

4-тарау. Пайдалану сипаттамаларының дәлсіздігі

14. Заттай энергетикалық сынақтардың негізінде жасалған пайдалану сипаттамалары, олар бойынша шығынды әдетте 1 – 2% шегіндегі дәлсіздікпен анықтауды қамтамасыз етеді. Пайдалы әрекет коэффициентінің (бұдан әрі – ПӘК) зауыттық мәнінің іс жүзіндегі мәннен ауытқуы жұмыс дөңгелектерінің және ағын бөлігінің тозуынан, қалақтық-бұру типіндегі турбиналарда оңтайлы комбинаторлық тәуелділіктің бұзылуынан және басқа себептер бойынша 6%-ға жетуі мүмкін.

15. Оңтайлы комбинаторлық тәуелділік кезінде гидротурбинаның бағыттайтын аппаратын ашу жұмыс дөңгелегі қалағының бұру бұрышымен гидроагрегаттың кез келген жұмыс режимінде ПӘК-тің ең көп мәні орын алатындай қатынаста болады. Зауыттық сипаттама дәл сол оңтайлы комбинаторлық тәуелділік үшін жасалған. Оңтайлы комбинаторлық тәуелділігі бұзылған гидротурбина арқылы шығынды анықтау әрдайым іс жүзінде жіберілетінмен салыстырғанда шығын мәнін азайтуға әкеп соғады.

16. Судың үлестік шығынының кестесі пайдалану сипаттамаларының дәлсіздіктерін ескере отырып, гидроагрегаттардың пайдалану сипаттамаларының негізінде гидроагрегаттар арқылы орташа тәуліктік ағынды есепке алу үшін пайдаланылады.

5-тарау. Гидротурбиналардың тегеурінін өлшеудің дәлсіздігі және шығасыны есепке алу

17. Гидротурбина арқылы су шығынын анықтаудың айтарлықтай дәлсіздігі гидротурбинаның нақты тегеурінін дұрыс емес анықтаудан туындауы мүмкін.

18. Гидротурбиналардың тегеурінін анықтаудың жиынтық дәлсіздігі жоғары және төменгі бьефтердің су деңгейлерін өлшеу дәлсіздіктерінен, қоқысты ұстап қалушы торлардағы тегеуріннің шығасысын анықтаудан, су жүретін жолдар бойына тегеуріннің шығасысын анықтаудан, эжекциялық әсер мен желкөтерме-айдау құбылыстарын (желдік донивеляция) есепке алмаудан құралады.

6-тарау. Бьефтердегі су деңгейін өлшеу және өлшеуіш аспаптардың дәлсіздіктері

19. Бьефтердегі су деңгейін өлшеу дәлсіздіктері өлшеуіш аспаптарды орнату орындарына да, олардың құрылымдарына да байланысты. Өлшеудің дәлдігіне орнату орнының әсері аспапты қарау үшін ыңғайлы, мүмкіндігінше жүзіп жүрген бөренелерден, суға батқан бөренелерден, қоқыстан және тағы басқадан қорғалған, су деңгейін желдің және толқынның толқытуы барынша аз жерлердебастапқы аспапқа қатысты болады. Аспаптар мұз қату кезінде сенімді жұмыс істеуді қамтамасыз етуі тиіс және мұзды қозғалту немесе мұз еру кезінде, бьефтердің лайлануы кезінде бүлінбеуі қажет. Аспаптардың көрсеткіштері су ағызатын құрылыстың барлық бағыты бойынша бьеф деңгейінің жағдайын сипаттауы тиіс. Ені үлкен бьефтерде дұрыс өлшеу мейлінше қиындық туғызады, сондықтан егеурінді дұрыс өлшеу үшін соңғы талап көп жағдайда, әсіресе су деңгейінің іс жүзіндегі жағдайы өлшенетін жағдайдан ауытқуы байқалады.

20. Сенімді нәтиже алу және аспаптардың қатардан ерте шығуына жол бермеу үшін су деңгейін қадағалау жабдықтарын, аспаптарын таңдау кезінде динамикалық және статикалық сипаттамалары ескеріледі.

21. Аспаптардың өлшеу дәлсіздігі олардың сыныбымен және пайдалану шарттарымен сипатталады. ГЭС-қа орнатылатын деңгей өлшеуіштердің және айырма өлшеуіштерінің түрлі типтері 2,0 және 2,5 санатында болады. Дәлсіздігі өлшенетін тегеуріннің

(1-2)% бағаланатын дәлдік санатының шегінде болады.

22. Бьефтердегі су деңгейі және қоқысты ұстап қалушы торлардағы тегеуріннің айырмасы ақпаратты қашықтықтан ГЭС-тің орталық басқару тетігіне бере отырып аспаптармен өлшенеді.

Бьефтердегі су деңгейін және торлардағы тегеуріннің айырмасын өлшеу жүйелерін тексеру жылына 2 рет – су тасқынына дейін және кейін Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидалары туралы Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес жүргізіледі.

23. Су өлшегіш қондырғылардың және төрткілдештердің нөлдерін белгілеу белгілеудің біртұтас жүйесі бойынша берілуі тиіс және нивелирлеу арқылы жүйелі түрде (5 жылда 1 реттен сиретпей) тексеріледі. Деңгей өлшегіштердің жарамдылығын бақылау үшін бастапқы аспаптың қасына қарапайым су өлшегіш төрткілдеш орнатады.

7-тарау. Қоқысты ұстап қалушы торлардағы тегеуріннің шығасысын анықтау

24. ГЭС-тегі нақты тегеурінді дәл анықтау тәулік ішінде өзгеруі мүмкін және жоғары бьефтің жағдайына қарай болатын қоқысты ұстап қалушы торлардағы тегеуріннің шығасысын дұрыс анықтауға байланысты болады.

Жүзіп жүрген қоқыс (тасқында), қабыршақ мұз немесе мұз (қыста) болған кезде олар елеулі түрде және керісінше жоғары бьеф таза болғанда – аз ғана болып жоба деректерінен айырмашылық аз болуы мүмкін.

25. Гидроагрегаттың жүктемесі қоқысты ұстап қалушы торлардағы тегеуріннің шығасысына әсер ететін басқа фактор болып табылады. Үлкен жүктеме кезінде торлардың қақпағында ағынның шығыны және жылдамдығы көбейеді және шаршыға тепе тең жылдамдықта оларға шығасы өседі. Бұл екі фактордың – бьефтің ластану деңгейі мен тәулік ішінде гидроагрегаттың жүктемесін өзгертудің үйлесуімен – жалпы шығасы айқындалады.

26. Гидроагрегаттары аз (3-тен 5-ке дейін) ГЭС-та қоқысты ұстап қалушы торлардағы шығасы іс жүзінде өлшенген мән бойынша әрбір агрегат үшін жеке ескеріледі.

27. Агрегаты көп ГЭС-та әрбір гидроагрегат бойынша шығасыны есепке алу орташаландыру және орташа мәнді қабылдау арқылы жүргізіледі. Егер торлардағы тегеурін шығасысының орташа мәні аз ғана өзгерсе, оларды тұрақты ретінде қабылдайды.

28. Жедел бақылау кезінде тегеурін шығасысының орташа мәні мынадай формула бойынша айқындалады:

(6)

мұнда, К - ГЭС жүктемесінің тәуліктік кестесінің 0,7-1,0 тең конфигурациясына байланысты коэффициент, интерполирлеу әдісімен қаьылданады;

Q_cр - гидротурбина арқылы орташа тәуліктік шығын, м³/с;

Q_m - максимум сағатында өлшенген гидротурбина арқылы шығын, м³/с;

- жүктеменің максимум сағатында өлшенген торлардағы тегеурін шығасысы, м.

8-тарау. Су жүретін жолдар бойына тегеуріннің шығасысын анықтау

29. Жоғары тегеурінді немесе ұзындығы 100 диаметрден асатын деривациялық құбыржолы бар ГЭС-та ұзындығы бойынша тегеурін шығасысы айтарлықтай болады және оларды дұрыс емес есепке алу тегеурінді өлшеуде қателіктерге жол береді.

30. Су жүретін жолдар бойына тегеуріннің шығасысы ағын жылдамдығының шаршысына тең. Олар гидроагрегаттарды арнайы гидроэнергетикалық сынаулар кезінде немесе пайдалану процесінде айқындалады және міндетті түрде турбиналардың шығындық пайдалану сипаттамаларын жасаған кезде ескеріледі.

31. Пайдалану жағдайында тегеурінді жолдар бойына шығасы су жүретін жолдың басында және соңында орнатылған екі манометрдің көрсеткіштері бойынша айқындалады. Су жүретін жолдар бойына жалпы шығасы, м, мынадай өрнекпен айқындалады:

(7)

мұнда

және

- манометрдің су жүретін жолдың басында және соңында орналасуы;

және

- су жүретін жолдың басындағы және соңындағы статикалық тегеурін (манометр бойынша есептеу);

және

- су жүретін жолдың басындағы және соңындағы жылдамдықты тегеурін (манометр орнатылған қимада).

9-тарау. Эжекциялық әсерді есепке алмаудан болған дәлсіздіктер

32. Біріккен типтегі ГЭС-та су ағызатын құрылыстарды іске қосқан кезде қолданыстағы тегеурін эжекциялық әсер салдарынан төменгі бьефтегі су деңгейінің төмендеуінен ұлғаяды. Су ағызу қақпаларын ашу деңгейі мен гидротурбинаның жұмыс режимінің және су торабы құрылысының бағыты бойынша ағызу шығынын бөлу сипатының үйлесуіне қарай төменгі бьефтің төмендеуі әр түрлі болады.

Гидроэлектр станциясының толық тегеурініне қарағанда бұл 2-8% құрайды. Егер эжекция есебінен тегеуріннің ұлғаюы ескерілмесе немесе дұрыс емес ескерілсе, гидротурбина арқылы су шығыны дәл осындай тәртіптегі дәлсіздіктермен айқындалады.

Біріктірілген гидроэлектр станцияларында міндетті түрде эжекция салдарынан тегеурінге түзету енгізіледі.

10-тарау. Желкөтерме-айдау құбылыстарынан болатын дәлсіздіктер

33. Желдің әсерінен көп агрегатты ГЭС-та гидротехникалық құрылыстардың бағытының алдында су деңгейінің көлденең қиғаштануы байқалады. Жекелеген гидроагрегаттарда тегеуріндер бір бірінен айырмашылықта болады. Нәтижесінде, егер, барлық турбиналар үшін тұрақты бір ғана тегеурін қабылданса гидротурбиналар арқылы су ағынын есепке алуда дәлсіздік болуы мүмкін.

Жоғары бьеф деңгейінің көлденең қиғаштануы ескерілмейді.

11-тарау. Өлшейтін уақыт аралығында тегеуріннің орталануынан болатын дәлсіздіктер

34. Орташа тәуліктік шығынды дәл айқындау үшін тегеурін мен жүктемені өлшеу жүргізіледі, гидротурбина арқылы шығын әр сағат сайын айқындалады, орташа тәуліктік мән сағат сайынғы өлшемнен орташа ретінде айқындалады.

Әдістемелік нұсқаулар гидроагрегаттары аз ГЭС-те қолданылады.

Көп агрегатты ГЭС-те көбінесе жүктеме мен тегеуріннің орташа мәні бойынша орташа тәуліктік шығынды анықтау әдістемесін қолданады.

Есептеулерге сағат сайынғы өлшеудің орташа мәні ретінде тегеуріннің орташа арифметикалық мәні енгізіледі. Гидроагрегаттың жүктемесіне және тегеурініне қарай турбина арқылы өтетін су шығыны өзгеріп отырады.

35. Гидротурбиналар арқылы судың орташа тәуліктік шығыны су шығыны бойынша орташа сараланған тегеурін ретінде айқындалады.

36. Тегеуріннің орташа арифметикалық және орташа сараланған мәндері арасындағы айырмашылық мына факторларға байланысты:

1) жүктеменің кестесі:

2) гидроагрегаттардың пайдалану сипаттамасы;

3) жоғары және төмен бьефтердің гидравликалық сипаттамасы.

Орташа тәуліктік шығынды анықтаудың дәлсіздігі оның ауытқуына байланысты болады.

37. Жүктеменің кез келген ең жоғары деңгейдегі кестесі үшін орташа сараланған тегеурін әрдайым орташа арифметикалық мәннен аз болады.

Дәлсіздікорташа өлшенген тегеуріннің 1-ден 4 %-ына дейін болады. Егер орташа сараланған тегеурін мен орташа арифметикалық мән арасындағы айырмашылық 3% құраса, оны 1,03-ке көбейте отырып алынған шығынды ұлғайту керек.

38. Су қоймасының көлемі үлкен ГЭС-та (мысалы, маусымдық немесе көп жылдық реттеу), негізінен тегеуріннің өзгеруі төменгі бьефтің ауытқуы есебінен болады. Жоғары бьеф тәуліктік бөлікте барынша аз ауытқымалы болады, өйткені айтарлықтай реттейтін көлем бар. Мұндай ГЭС үшін толық орташа тәуліктік тегеурін мынадай жолмен айқындалады.

1) жоғары бьефтің деңгейі оның тәулік ішіндегі орташа мәніне тең тұрақты болады;

2) төменгі бьефтің деңгейі агрегаттардың жұмыс істеген уақыты ішіндегі орташа мәнге тең ретінде қабылданады;

3) жоғары және төменгі бьеф деңгейінің арасындағы айырма толық орташа тәуліктік тегеурін бюолып табыоады;

4) төменгі бьеф жағдайының орталануы есебінен орташа сараланған мәннің орнына орташа арифметикалық мән бойынша тегеурінді анықтаудағы дәлсіздік 1 % болса немесе одан асса, ағынды есепке алуға арнайы актімен ресімделетін тиісті түзету (тұрақты мән) енгізіледі.

39. Жүктемелердің тәуліктік кестелерінің түрлі сипаты кезінде (мысалы, тасқынды және межелік кезеңдер) және дәлсіздіктің мәні әр түрлі болғанда ГЭС әрбір осы режиміне түзету енгізуге болады.

12-тарау. ГЭС-та тегеурінді өлшеудің жиынтық дәлсіздігі

40. ГЭС-та орташа тәуліктік тегеурінді анықтау кезінде туындайтын түрлі дәлсіздіктердің түрлі белгілері, мәндері бар және жергілікті жағдайларға қарай жүйелі немесе кездейсоқ сипатта болуы мүмкін.

41. Төмен, орташа және жоғары тегеурінді гидроэлектр станцияларында негізгі дәлсіздіктер тиісінше:

1) 1,8; 1,2 және 0,6% - қоқысты ұстап қалушы торлардағы шығасыны есепке алмастан тегеурінді анықтағаннан болған(

);

2) 4,2 және 1% - орташа тәуліктік тегеурінді орташа арифметикалық мән бойынша анықтағаннан болған (

);

3) 1-2% - аспаптық дәлсіздіктен болған (

);

4) 2-8% - біріктірілген гидроэлектр станцияларында эжекция әсерін ескермегендіктен болған (

) құрады.

42. Жүйелі дәлсіздіктер:

1) қоқысты ұстап қалатын торлардағы шығасы есепке алынбаған кезде;

2) тегеурін орташа арифметикалық мән бойынша айқындалған кезде туындайды.

Олар мына формула бойынша айқындалатын жиынтық дәлсіздікті құрайды:

(8)

43. Тегеурінді анықтаудың жалпы дәлсіздігі мынадай:

1) төмен тегеурінді ГЭС үшін (су тегеуріні 20 метрге (бұдан әрі – м) дейінгі ГЭС ұсынылады):

немесе орташа - 5,8%;

2) орташа тегеурінді ГЭС үшін (су тегеуріні 70 м дейінгі ГЭС ұсынылады):

немесе орташа - 3,2%;

3) жоғары тегеурінді ГЭС үшін (су тегеуріні 70 м жоғары ГЭС ұсынылады):

немесе орташа - 1,6%.

44. Өлшем дәлсіздіктері былайша азайтылады:

1) төмен, орташа және жоғары тегеурінді гидроэлектр станциялары үшін торлардағы шығасыны есепке алған кезде тиісінше

0,7;

0,5 дейін және

0,2%;

2) орташа тәуліктік тегеурінді орташа арифметикалық мән бойынша анықтаған кезде - 1% дейін.

45. Тегеурінді анықтаудың жиынтық дәлсіздігі

және

екі ауыспалы құрамдастың орташа квадраттық мәні ретінде орташа тәуліктік тегеурінді орташа арифметикалық мән бойынша анықтау дәлсіздігімен бірге болады

:

(9)

46. Орташа аспаптық дәлсіздікті қолдану ь

=

1,5%. Дәлсіздік:

1) жоғары тегеурінді ГЭС үшін:

немесе орташа - 1%;

2) орташа тегеурінді ГЭС үшін:

немесе орташа - 1%;

3) төмен тегеурінді гидроэлектр станциялары үшін:

немесе орташа - 1% құрайды.

47. Деңгей өлшегіштердің және ауытқу өлшегіштердің бар типтерімен осы Әдістемелік нұсқауларды пайдаланған кезде мына қағидаларды орындау қажет:

1) деңгей өлшегішті орнату орнын тиянақты таңдап алу, оның жұмыс істеп тұруын әрдайым қарап отыру, деңгей өлшегіштің көрсеткішін су өлшегіш төрткілдештердің көрсеткіштерімен салыстыра отырып бақылау өлшеулерін жүйелі түрде жүргізу;

2) толық орташа тәуліктік тегеурінді жоғары бьефтің орташа тәуліктік деңгейі мен агрегаттың жұмыс істеген уақытындағы төменгі бьефтің орташа деңгейі арасындағы айырмашылық ретінде табу. Осылайша анықталған тегеуріннің оның орташа сараланған мәнінен 1% және одан да көп ауытқуы кезінде тиісті тұрақты түзету енгізу керек;

3) алынған толық тегеуріннен жұмыс тегеурінін анықтау үшін тегеуріннің қоқысты ұстап қалушы торлардағы шығасының орташаландырылған мәнін алып тастау, ал деривациялық ГЭС пен ұзын су таратқыштары бар ГЭС үшін бұған қоса - су жүретін жолдар бойына шығасының орташа мәнін алып тастау;

4) тегеурін шығасысының орташаландырылған мәнін гидроагрегаттар жүктемесінің бірнеше сипатты кестелері үшін анықтау, сосын алынған орташа тәуліктік мәндерден орташа арифметикалық ретінде есептеп шығару және одан әрі тұрақты мән етіп қабылдау. Егер бұл 1% астам дәлсіздікке әкеп соқтырса, шығасыны тұрақты мән, бірақ жүктеменің түрлі кестелері үшін әр түрлі етіп қабылдау қажет;

5) қажет болған кезде түзету коэффициенттерін енгізумен орташа тәуліктік тегеурінді анықтаудың дәлдігін арттыру.

13-тарау. Гидроагрегаттың қуатын және электр энергиясын өндіруін өлшеу

48. Тәулік ішінде жұмыс істеген уақытында орташа тәуліктік шығасыны анықтау үшін қажетті гидроагрегаттың орташа қуаты, ваттметрлер көрсеткіштерінің орташа арифметикалық мәні ретінде болады:

(10)

мұнда,

,

, ...,

- гидроагрегаттың жүктемесі, МВт;

,

, ...,

- тәулік ішінде аталған тұрақты жүктемемен гидроагрегаттың жұмыс істеу ұзақтығы, сағ.

49. Тәулік ішінде гидроагрегаттың жүктемесі өзгеріп тұрады. Тұрақты жүктеме кезінде өлшеу тәулігіне 1 рет жүргізеді және гидроагрегаттың қуаты бірдей оның орташа тәуліктік мәні бола алады.

50. Гидроагрегаттың орташа тәуліктік қуаты (10) формуланы пайдалана отырып ваттметрлердің көрсеткіштері бойынша есептегіші бойынша анықталған тәулік ішінде шығарылған электр энергиясының мөлшерімен де табылады.

51. Гидроагрегаттың қуатын қалқанды аспаптар бойынша өлшеудің дәлсіздігі өлшейтін трансформаторлардың санатымен анықталады.

14-тарау. Судың орташа тәуліктік шығынын анықтау

52. Судың орташа тәуліктік шығынын анықтау дәлсізді гидроагрегаттар ПӘК өзгеруінен жүктеменің ауыспалы тәуліктік кестесі кезінде туындайды.

53. Гидроагрегат тәулік ішінде тұрақты жүктемемен жұмыс істесе, гидротурбиналар арқылы су шығыны нгидроагрегаттың орташа жүктемесі бойынша есепке алу дұрыс. Жүктеме өзгерген кезде дәлсіздік 4 % деп қабылданады.

54. Берілген дәлсіздік кезінде орташа тәуліктік шығынды есептеу үшін мына формула пайдаланылады:

(11)

мұнда,

- судың орташа тәуліктік шығыны, м

/с;

- гидроагрегаттың орташа тәуліктік қуаты, кВт;

- орташа тәуліктік жұмыс тегеуріні, м;

- орташа тәуліктік мән үшін гидроагрегаттың ПӘК

және

.

55. Есептеулерді оңайлату үшін гидроагрегаттың ПӘК тұрақты, жұмыс істейтін уақыт ішінде (бұл жағдайда тәулік ішінде) ең көп және ең аз мәндердің орташа мәніне тең ретінде қабылдайды.

56.

3% шегіндегі дәлсіздікпен жалпы орташа тәуліктік шығынды айқындау кезінде шығын су шығындарының сағат сайынғы деректерін пайдалана отырып анықталады.

15-тарау. Судың шығынын анықтаудың жиынтық дәлсіздігі

57. Судың шығынын анықтаудың жиынтық дәлсіздігі гидроагрегаттың тегеурінін, қуатын және ПӘК анықтау дәлсіздіктеріне байланысты болады. Жоғары, орташа, төмен тегеурінді гидроэлектр станцияларында тегеурінді анықтау дәлсіздігі 0,2-ден 2,0%-ға дейінгіні құрайды.

58. ПӘК үшін орташа мән қолданылатын тәуліктік жүктеменің ең жоғары деңгейдегі кестесі кезінде ПӘК-тің ескерілмеген өзгерістерінен болатын дәлсіздіктер:

1) қалақтық-бұру турбиналар және жүктеменің тәуліктік кестесінің әр түрлі режимдері үшін 0-ден 1,8-ге дейін;

2) сәулелі-білікті турбиналар үшін 0,6-дан 1,1 %-ға дейін құрайды.

59. Гидроагрегаттың қуатын электр қуатын өндіріп шығару есептегіші немесе ваттметрлер бойынша өлшеудің дәлсіздіктері көбінесе өлшейтін аспаптың санатымен анықталады; есептегіштер бойынша есептеп шығару үшін олар шамамен 1 % тең қабылданады.

60. Гидротурбиналардың заттай шығындық және пайдалану сипаттамаларының дәлдігі 1,5% сыныбында болады. Сәулелі-білікті және дұрыс жөнге салынған комбинаторлық тәуелділік кезінде қалақтық-бұру турбиналар үшін зауыттық сипаттамалардың дәлсіздігі 3% тең деп болады. Жоғарыда келтірілген ұсынымдарды орындау шартымен дәлсіздіктер былайша қабылданады:

1) тегеуріннің

= 1%;

2) сәулелі-білікті гидротурбиналардың ПӘК

= 0,85%;

3) қалақтық-бұру гидротурбиналардың ПӘК

= 0,9%;

4) қуаттың

= 1%;

5) табиғи пайдалану сипатының

= 1,5%;

6) зауыттық пайдалану сипатының

=2,5%.

61. Орташа тәуліктік шығынның жиынтық дәлсіздігі

мынадай өрнекпен анықталады:

(12)

62. Заттай пайдалану сипаттарын пайдалану кезінде дәлсіздік мынаны құрайды:

.

63. Зауыттық сипаттары бойынша есептеу кезінде дәлсіздік:

.

64. Кейбір өлшеудің орташа жағдайларында сипаттамалар бойынша шығынның орташа тәуліктік мәндерін анықтау 2-3% жеткілікті түрде жоғары нақтылықпен қамтамасыз етіледі.

16-тарау. Гидротехникалық құрылыс арқылы су ағынын есепке алу

65. Есепке алу арнайы мақсаттағы құрылыс – балық жіберетін құрылығыны, анжыр ағызушыны, шаятын құрылғыларды, көлік құрылғыларын (сал жүргіштер, бөрене өткізушілер, шлюздер) қоса алғанда, су торабының құрамына кіретін барлық суағар, су ағызушы және су жинақтайтын құрылыстар арқылы жүргізіледі. Су ағызушы тесіктердің қақпақтары конструкцияларының тығыз емес жерлерінен ағатын суды қоса отырып жұмыс істейтін тесіктер арқылы тәулік ішінде өткен барлық ағын есепке алуға жатады. Деривациялық ГЭС-та ағынды есепке алу стационарлық торапта да, бас торапта да жүргізіледі.

66. Су құрылыстарының барлық су өткізетін тесіктері үшін аталған гидротехникалық құрылыс арқылы су ағынының есепке алынатын мәнін анықтау процесінде негізгі жұмыс құжаты болып табылатын шығындық сипаттама жасалады.

67. Су құрылыстары тесіктерінің шығындық сипаттамасы су торабы жағдайында аталған саңылаудың жұмысының барлық мүмкін болатын жағдайларын ескере отырып жасалады.

68. Жобалаудағы және салынып жатқан гидротехникалық құрылыстардың су ағызушы тесіктерінің шығындық сипаттамасы құрылыс жобасының міндетті бөлігі болып табылуы және құрылысты пайдалануға енгізу кезеңінде мынадай тәуелділіктерді пайдалана отырып тексеріледі:

1) тегеурінді режимде жұмыс істейтін тесіктер үшін:

(13)

мұнда

- су ағызушы тесіктер арқылы су шығыны, м

/с;

- шығын коэффициенті (жоба деректері бойынша қабылданады);

- тесіктің ауданы, шаршы метр (бұдан әрі – м

);

= 9,81 метр/шаршы секунд (бұдан әрі – м/с

);

– толық тегеурін, м, мынаған тең:

(14)

мұнда

- тесік ортасы үстіндегі тегеурін, м;

- ағынның тесікке келуінің жылдамдығы, метр/секунд (бұдан әрі – м/с);

2) тегеурінсіз режимде жұмыс істейтін тесіктер үшін:

(15)

мұнда m - бос қотару кезінде шығын коэффициенті (жоба деректері бойынша қабылданады);

в - жарықта су өткізетін тесіктің ені, м;

H - суағардың алдындағы тегеурін, м.

69. Жұмыс істейтін су тораптарындағы су ағызушы тесіктердің шығындық сипаттамасы заттай гидравликалық сынақтармен ескеріледі немесе пайдалану тәжірибесімен расталады. Оларды нақтылағаннан кейін шығындық сипаттамаға өзгерістер енгізуге тиісті негіздемелер болған кезде жол беріледі.

17-тарау. Пайдалану сипаттамалары бойынша судың орташа тәуліктік шығынын есепке алу

70. Пайдалану шығындық сипаттама су ағызғыш жұмысының барлық мүмкін болатын жағдайларын қамти отырып ауытқымалардың сериясы түрінде жасалады. Кесте көрнекі түрде қақпақты ашу деңгейінің барлық өзгеру ауқымында су ағызғыш арқылы шығын өзгерістерін немесе тегеуріннің өзгерісін сипаттайды.

71. Су құрылысы арқылы өтетін шығынды анықтау кезеңділігі регламенттелмейді. Су ағызғыштың жұмыс режиміне қарай кезеңділік сағат сайынғыдан бастап тәулігіне бір реттен кем емеске дейін кеңінен ауытқып отырады.

72. Су ағызғыш арқылы өткен орташа тәуліктік су шығыны (м

/с) формула бойынша анықталады:

(16)

мұнда

- аталған қақпақты ашудың тұрақты деңгейі кезінде су ағызғыш арқылы су шығыны, м

/с;

- аталған қақпақты ашудың тұрақты деңгейі кезінде су ағызғыштың жұмыс ұзақтығы, сағ.

73. Су құрылысы арқылы жалпы орташа тәуліктік шығын тесіктердің әрқайсысының шығындарының орташа тәуліктік мәндерін қосумен анықталады.

18-тарау. Су ағызғыш гидротехникалық құрылыстар арқылы су ағынын есепке алу

74. ГЭС су ағызу құрылыстарында гидротурбиналар арқылы шығындық сипаттамалары болады.

75. Су ағызу гидроқұрылыстарының сипаттамалары есептеу негізінде, ал жекелеген ірі немесе жауапты құрылыстар үшін - модельдік сынақтардың негізінде, құрылыстардың салыстырмалы шектелген саны үшін (2-ден аз) сипаттамалар заттай сынау негізінде жасалады.

76. Шығындық сипаттама су құрылысын пайдалану процесінде де, оның тораптарын жөндегеннен немесе ішінара қайта құрастырғаннан кейін, ағыстың су ағызғышқа келу жағдайының өзгеруінен, су қоймасының лайлануы кезінде және басқа себептермен өзгереді. Шығындық сипаттаманың жобадан 20% айырмашылығы болады.

77. Су торабы құрылысының әрбір тесігінің немесе бір типті тесіктер тобының шығындық сипаттамасы графиктер мен кестелер түрінде жасалады және бастапқы деректер және оларды пайдалану бойынша нұсқамалар жазылған қысқаша түсіндірме жазбамен қамтамасыз етіледі. Шығындық сипаттама кестелерінің және таблица сатыларының ауқымы 0,5%-дан аспайтын дәлсіздікпен су шығынының есептеу мәнін анықтау үшін таңдап алынады.

78. Өлшейтін құрылғылардың және өлшеудің қолданылатын әдістерінің техникалық мүмкіндіктері су құрылыстарында су ағынын есепке алуды мынадай дәлсіздіктермен қамтамасыз етіледі:

1) суағар (тегеурінсіз) тесіктер үшін – 4%-дейін;

2) түбіндегі (тегеурінді) тесіктер үшін – 6% дейін;

3) шлюздер мен көлік жүйелері арқылы – 5% дейін;

4) қызметтік және қосымша тесіктер үшін – 10% дейін.

79. Балық жіберетін құрылыстар, анжыр ағызушылар және басқа да көлік құрылғылары арқылы су ағынын есепке алу осы құрылыстарды пайдаланушы персонал оларды пайдалану жөніндегі қолданыстағы және осы Әдістемелік нұсқауларда қарастырылмаған қолданыстағы нұсқаулықтарға сәйкес жүргізіледі.

80. Қақпақтардың тығыз емес жерлері арқылы ағатын суды есепке алуды олардың мәні су ағызғыштың іс жүзіндегі шығынынан 0,5% асқан жекелеген жағдайларда жүргізіледі.

19-тарау. Шығын өлшеуіштерді орнату

81. Шығын өлшеуіштерді барлық су жинау және су ағызу құрылыстарында орнату жиналатын және ағызылатын судың мөлшерін өлшеу үшін былайша қамтамасыз етіледі:

1) өлшеу жүргізуге кететін уақытты және еңбек шығынын азайту;

2) өлшеудің дәлдігін арттыру;

3) жабдықтың жұмысы туралы құжаттамалық деректерді алу;

4) басқаруды су режимімен автоматтандыру мүмкіндігі.

20-тарау. Шығын өлшеуіштерге қойылатын талаптар

82. Шығын өлшеуішті таңдау кезінде қойылатын негізгі талап – сенімділік пен жұмыс істеу мерзімінің ұзақтығы. Сенімділікті бағалу аспаптардың үздіксіз жұмысының орташа ұзақтығы бойынша жүргізіледі. Сенімділік көрсеткіштерін әзірлеушілер дайындаушы зауытпен бірлесіп тәжірибелік-өндірістік партияның үлгілерінде анықталады. Шығын өлшеуіштердің және деңгей өлшеуіштердің кепілдік жұмыс істеу мерзімі кемінде 18 ай.

83. ГЭС-те шығын өлшеуіштер мынадай мәндерден аспайтын дәлсіздіктермен орнатылады:

1) ГЭС-тің гидроагрегаттары - 3%;

2) тегеурінсіз су құю тесіктері - 4%;

3) шлюздер мен көлік құралдары - 5%;

4) тегеурінді су құю тесіктері - 6%.

84. Бұл талаптарды орындау үшін гидротурбиналардың шығын өлшеуіштері 2,0-ден, ал гидротехникалық құрылыстар үшін шығын өлшеуіштер - 2,5-тен төмен емес санатта қамтамасыз етіледі.

85. Аспапты жасау үшін қолданылатын конструкция элементтері, материалдар мен бөлшектер жоғары ылғалдылық әсерінен, температураның ауытқуынан, дірілден пайда болатын коррозияға қарсы тұрақты болады. ГЭС-те орнатылатын шығын өлшеуіштер ауаның 65

С дейінгі температурасы және 98%-ға дейін салыстырмалы түрде ылғалдылық кезінде жұмыс қабілеттілігін сақтауы тиіс.

86. Шығын өлшеуіштер мен жиынтықтайтын құрылғыларда біріздендірілген шығарылым дабылы болу керек, ол су шығыны бойынша деректерді тіркеу және өңдеу үшін жазатын немесе жалпы жиынтықтайтын құрылғыларға немесе тікелей есептегіш машинаға берілуі мүмкін.

87. Су шығынын есеспке алуға немесе су қоймасының жұмыс режимдерін басқаруға арналған шығын өлшеуіштер 5-тен 10 минутқа дейінгі кезеңділікпен қабылданады.

88. Қоректендіретін желінің кернеуі мен жиілігінің өзгеруінен, аспапты қоршап тұрған кеңістікте күшті магниттік алаңның болуынан және өзгеден болған қосымша дәлсіздіктер кедергіден қорғалу құрылғыларының есебінен дәлсіздіктің жол берілетін шегінде өлшеу нәтижесін алуды қамтамасыз ететін мәнге дейін азайтылады.

89. Шығын өлшеуіштердің метрологиялық сипаттамалары – сілтеуіштің барлық шкаладан өту уақыты (тез әсер ету), диаграмма түрі, диаграмма дискісінің немесе жолағының айналу жылдамдығы, аспаптың габариттік мөлшері және оның сыртқы безендірілуі – өлшем жүргізудің қолайлылығы тұрғысынан белгіленеді.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 4-қосымша

Жылу электр станцияларындағы сорбенттер шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларындағы сорбенттер шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларында ағынды суларды тазалаудың технологиялық схемаларының сорбициялық сүзгіштерінде пайдаланылатын сорбенттердің шығыс нормаларын есептеу үшін қолданылады.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) сорбент – қоршаған ортадағы газдарды, буларды іріктеп сіңіретін қатты денелер немесе сұйықтықтар немесе еріген заттар;

2) сорбат – сорбент сіңірген зат;

3) белсендірілген көмір – қоршаған ортадан әртүрлі заттарды тазалау, бөлу және алу үшін қолданылатын, шығу тегі органикалық әртүрлі көміртекті материалдардан алынатын борпылдақ зат;

4) өнеркәсіптік ағынды сулар – өндірістік қажеттіліктер үшін пайдаланылған және қоспалармен ластанған сулар.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жылу электр станцияларында сорбенттердің шығыс нормаларын есептеу

3. Осы Әдістемеде ағынды суларды өңдеу үшін сорбенттердің шығыс нормаларын есептеу Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік-құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес ағынды суларды тазарту дәрежесін барынша қамтамасыз ету мақсатында жүргізіледі.

4. Нормаларды есептеу сорбция процесінің тиімділігін анықтау негізінде жүргізілген, ол былайша:

1) сорбент құрылымымен;

2) ластанудың химиялық табиғатымен және концентрациялануымен;

3) температурасымен;

4) ортаның белсенді реакциясымен айқындалады.

5. Температураның көтерілуі сорбциялау дәрежесін төмендетеді, қышқылдық шамасының төмендеуі ағынды сулардың органикалық заттарының сорбциялануын ұлғайтады.

6. Судан еріген органикалық заттарды жоюға арналған тиімді сорбенттер – белсендірілген көмір болып табылады, оның тиімділігі микротесіктерінің болуымен айқындалады.

7. Белсендірілген көмірлердің адсорбциялық қасиеті физикалық қасиеттеріне сәйкес тесіктердің құрылымы мен мөлшеріне байланысты болады, олар үш түрге бөлінеді:

1) макро тесіктер – 0,1-2 микрометр (бұдан әрі – мкм);

2) өтпелі – 0,004-0,1 мкм;

3) микро тесіктер – 0,004 мкм.

8. Микро тесіктердің жиынтық көлемі белсендірілген көмірдің әрбір маркасының негізгі қасиеті болып табылады.

9. Белсендірілген көмір 90-99%-ға дейін органикалық қосындылардың концентрациялануы кезінде ағынды суларды терең тазалау сатысында шығу тегі табиғи емес органикалық заттарды адсорбциялайды.

10. Микро тесіктердің жиынтық көлемі белсендірілген көмірдің әрбір маркасы үшін мынадай формулалар бойынша айқындалады:

(1)

мұндағы, m₁- құрғақ көмір массасы, грамы (бұдан әрі – г);

m - дымқыл көмір массасы, г;

- судың тығыздығы, грамм/текше сантиметр (бұдан әрі - г/см³), судың тығыздығы, 35 градус Цельсияға (бұдан әрі - ⁰С) дейін температура кезінде кез келген су үшін 1г/см³ тең қабылдайды.

11. Көмір сүзгіштеріне су берер алдында тотықтырғыштар (озонды немесе хлорды) қосқан кезде ауыстырғанға дейінгі белсендірілген көмірдің қызмет ету мерзімі ұзартылады, тазартылған судың сапасы жақсарып, азот қосындыларын тазалау жүргізіледі.

12. Соның негізінде шығыс нормаларын есептеу жүргізілетін сорбенттің адсорбциялық қасиеттері осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес суретке сай сорбция изотермасымен айқындалады.

13. Ағынды сулардың әлсіз концентрацияланған ерітіндісін ескере отырып, үлестік адсорбция мынадай формула бойынша айқындалады:

а =k_адс*C_тең, (2)

мұндағы а – үлестік адсорбция, килограмм/килограмм (бұдан әрі - кг/кг);

k_адс– сорбент пен ерітінді арасында сорбентті бөлудің адсорбциялық константасы, оның шамасы температураға байланысты болады және қолданылатын сорбенттің физикалық шарттарына сәйкес қабылданады;

С_тең – сорбенттегі зат ерітіндісінен адсорбцияланатын тең концентрация суды тазалау шарттары бойынша беріледі кг/кг.

14. Үстінгі бетіндегі ерітілген заттың және сондай көлемде ерітінді ішіндегі концентрацияның әртүрлілігі осы заттың беткі артылуы ретінде қабылданады.

15. Беткі-белсенді заттар үшін беткі қабаттағы ерітілген заттың және сондай көлемдегі ерітінді ішіндегі концентрацияның әртүрлілігі нөлден көп.

16. Ерітінді концентрациясының ұлғаюымен концентрацияның әртүрлілігі шекті мәніне жетеді.

17. Ағынды суларды адсорбциялық тазалаудың оңтайлы жылдамдығы w = 1,8 метр/сағатына (бұдан әрі – м/ч) тең болып қабылданады, бұл ретте дәндердің диаметрі d_з = 2,5 миллиметр (бұдан әрі – мм).

18. Сорбциялау кезінде ұстап қалынатын заттар саны мынадай формула бойынша айқындалады:

V = (H – h)*F*a_д (3)

мұндағы h – эмпирикалық константа, ағынды суларды жете тазалау сүзгіштерінде қолданылатын адсорбенттердің техникалық шарттарына сәйкес 0, 089 тең қабылданады;

F – сүзгіш алаңы, шаршы метр (бұдан әрі - м²);

а_д – сорбенттің динамикалық белсенділігі, сорбенттердің дайындаушы-зауыттарының деректеріне сәйкес немесе зертханалық талдаулар негізінде қабылданады, килограмм/текше метр (бұдан әрі - кг/м³).

19. Сорбент саны мынадай формула бойынша айқындалады:

(4)

мұнда С_тең – сорбенттегі зат ерітіндісінен адсорбцияланатын тең концентрация суларды тазалау шарттары бойынша беріледі, кг/кг.

20. Сорбциялаудың бір сатылы схемасы кезінде ағынды сулардағы сорбенттің енгізілетін санына есептегендегі сорбенттің концентрациясы мынадай формула бойынша айқындалады:

(5)

мұндағы Q – өңделетін ағынды сулардың көлемі, текше метр (далее - м³);

С_н – ластанудың бастапқы концентрациясы, кг/кг;

С_к – ластанудың түпкілікті концентрациясы, кг/кг;

k_adc – сорбент пен ерітінді арасында сорбентті бөлудің адсорбциялық константасы температурасына байланысты болады және кемінде 20 градус Цельсия (бұдан әрі – ⁰С) кезінде ағынды сулар үшін 1,2, 20⁰С температура кезінде 1,4 және одан жоғары қолданылады;

m – сорбент саны, килограмм (бұдан әрі – кг).

21. Екі сатылы тазалау кезінде сорбентті дәйекті түрде енгізе отырып ағынды судағы сорбенттің енгізілетін көлеміне есептегендегі сорбаттың концентрациясы мынадай формула бойынша айқындалады:

(6)

мұнда С_2к – екінші сатыдан кейінгі сорбент көлемі, кг/м³;

m₂ – енгізілетін сорбент көлемі, кг.

22. Сатылар саны n болған кезде тазалағаннан кейін енгізілетін сорбент көлеміне есептегендегі концентрация мынадай формула бойынша айқындалады:

(7)

23. Әбір сатыға енгізілетін сорбент дозасы m_n, мынадай формула бойынша есептеледі:

(8)

24. Сорбенттің шығыс нормасы мынадай формула бойынша айқындалады:

m = n m_n. (9)

мұнда n- тазалау сатысының саны.

25. Сорбенттер шығысын есептеу осы Әдістемеге 2-қосымшаға сәйкес кестеде ұсынылған сорбенттер сипаттамаларына сәйкес жүргізіледі.

Жылу электр станцияларындағы сорбенттер шығысының нормаларын әдістемесіне 1-қосымша

1-сурет. Сорбция изотермасы

а – статикалық жағдайларда, б – динамикалық жағдайларда.

Жылу электр станцияларындағы сорбенттер шығысының нормаларын әдістемесіне 2-қосымша

Кесте

Сорбенттер сипаттамалары

Белсендірілген көмір сипаттамасы	Сорбенттер маркасы
	ДАК	АГ-2	АГ-3	АГ-5	КАД-иодты	КАД-ұнтақты	БАУ	АР	СКТ	ОУ-А құрғақ сілтілі	ОУ-Б сулы қышқыл
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Дәннің негізгі көлемі (90 % астам) мм	1,0-3,6	1,0-3,5	1,5-2,5	1,0-1,5	1,0-1,5	0,04	1,0-3,6	3,5	1,5-2,7	Ұнтақ	Ұнтақ
су сығындысының рН	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	6	8	4-6
Тесіктердің үлестік көлемі, текше сантиметр/грамм (бұдан әрі - см3/г) жалпы макро тесік 0,1- 0,004 микрометрлер (бұдан әрі - мкм) мезотесіктер 0,0015- 0,004 мкм кемінде 0,0015 мкм микро тесік	1,45 1,23 0,04 0,17	0,6 0,22 0,05 0,3	0,3-1 0,41-0,52 0,12-0,16 0,32-0,42	0,8-1,0 0,46 0,18 0,43-0,46	1,0-1,3 0,51-1,0 0,11-0,15 0,29-0,34	0,09 0,11-0,23	1,5-2,1 1,19-1,8 0,08-0,16 0,23-0,35	0,6-0,7 0,3-0,5 0,06-0,07 0,28-0,33	0,8-1,0 0,27 0,20 0,51	- - 0,20 0,28-0,38	1,8 0,15 0,35
Мезо тесіктердің үлестік беті, шаршы метр/грамм (бұдан әрі - м2/г)	-	33	-	-	110	64	57	48	108	138
тығыздығы, г/см3: нақты үйме	0,4-0,5 1,8 0,23	0,8-0,9 2 0,6	0,8-0,9 2 0,45	0,8-0,9 2 0,45	0,55-0,65 2,1 0,45		0,4-0,5 1,8 0,22-0,35	1 1,95 0,6	- - 0,38-0,45	- - 0,42	- - 0,44
Құрылымдық константалар: W1, см3/г W2, см3/г B1, 106 град-2 B2, 106 град-2	0,17 0,64	0,20 0,13 0,67 2,5	0,3 0,7-0,8	0,25-0,30 0,7-0,8	0,23 0,13 0,7	0,12 1,08	0,22-0,27 0,55-0,7	0,3 0,7-0,8	0,45-0,56 0,6-0,85	- -	- -
Ылғалдылық , %	10	5	5	5	10	10	10	15	8	-	-
Үгітілу беріктігі, %	70	75	75	75	90		70	90	70	-	-

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 5-қосымша

Күлді тасымалдау үшін аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге арналған материалдар, қалқалар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Күлді тасымалдау үшін аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге арналған материалдар, қалқалар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және аэронауалар, пневоаппараттардың (пневмоқабатты жаптырықтардың, пневмоқабатты ауыстырып-қосқыштардың) және пневмо-күлтаратқыштардың (жылу электр станцияларының (бұдан әрі – ТЭС) құрғақ күлұстағыштар шанаптарынан күлді эвакуациялау және пневмотасымалдау кезінде күлдің қабатын үздіксіз режимде жалған сұйылту қағидаты бойынша жұмыс істейтін пневмокүлжойғыш жүйелерінің) ауатаратқыш қалқаларына арналған материалдар шығысының нормасын есептеуге арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) аэронауа – құрғақ ұнтақ материалдарды тасымалдау үшін пайдаланылатын пневматикалық құрылғы;

2) пневмоаппарат – жұмыс ортасының ағынын басқаруға арналған пневмоқұрылғы.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Күлді тасымалдауға арналған аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге материалдар, қалқалар

3. Ауатаратқыш қалқакүлді аэронауаның бүкіл ұзындығы бойынша тиімді түрде жалған сұйылтуды қамтамасыз ету үшін ауаны аэронауаның бүкіл ұзындығы бойынша бірқалыпты таратуға арналған және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) (бұдан әрі – ТЭС-ті техникалық пайдалану қағидалары) қолданылады.

Қалқа ретінде пайдаланылатын материалдар:

1) "Мемлекетаралық стандарт. Мақта-мата және аралас қатты сүзгі маталар" МемСТ 332-91 бойынша аэронауалар үшін қолдану талаптарына сәйкес екі қабатты немесе төрт қабатты мақта-мата тасымалдау таспасы;

2) "Мемлекетаралықстандарт. Шыны иірілген кешенді жіптерден жасалған сүзілген маталар. Техникалық талаптар" МемСТ 10146-74 бойынша бейтарап, әлсізсілтілі, қышқылды сұйық және газ орталарды 350 Цельсий градусынан (бұдан әрі –

С) жоғары температурада сүзуге арналған сүзілгенматалардың талаптарына сәйкес аэронауалар үшін шыны сүзгі мата;

3) көмір, энергетика өнеркәсібінде қолдануға арналған полиэфирлі кешенді жіптерден жасалған сүзгі маталарға қойылатын талаптарға сәйкес жылумен өңделген лавсанды сүзгі мата;

4) сүзгі материал ретінде ерітінділерді сүзу кезінде өнеркәсіптің әртүрлі салаларында қолданылатын қатта мақта-мата және аралас қатты сүзгі маталарға қойылатын талаптарға сәйкес астарлап өрілген мақта-мата сүзгі бельтинг;

5) "Мемлекетаралық стандарт. Тоқылған сым сүзгі торлар. Техникалық талаптар" МемСТ 3187-76 бойынша сүзуге, құрғатуға және кептіруге арналған, төмен көміртекті және жоғары шынықтырылған болаттан, түсті металдар мен қорытпалардан жасалған, сым, маталы торларға қойылатын талаптарға сәйкес П80, П90, П100, П120, С80, С90, С100, С120, СД80, СД120, СД160 типіндегі аэронауаларға арналған кенептен, астарлап немесе екі қабат астарлап өрілген маталы сүзгі сым тор;

6) ұнтақ тәрізді және сусымалы заттарды тасымалдау кезіндеметалл құбыртүтіктерге арналған техникалық талаптарға сәйкесгерметикалық емес құбыртүтік.

4. Бірін-бірі алмастыратын табиғи және жасанды тоқылған материалдар. Тоқылған материалдарды механикалық зақымданудан, күюден қорғауға және қажалып тозуды төмендетуге арналған сүзгі тор.

3-тарау. Күлді тасымалдауға арналған аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге материалдар, қалқалар шығысының нормаларын есептеу

5. Күлді тасымалдауға арналған аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге материалдар, қалқалар шығысының нормаларын есептеу ТЭС-тің пневмо-күлжойғыш жүйелерінің (бұдан әрі – ПКЖ) аэрогравитациялық пневнокөліктік жабдығын жөндеуге арналған жылдық қажеттілікті ескере отырып жүргізіледі.

6. Жылдық шығыс нормасы ПКЖ жүйесінің құрамына кіретін аэронауалар мен пневмоаппараттардың барлық кешеніне қатысты болады.

7. Нормалар аэронауаныңнемесе пневмоаппараттың ауатаратқыш қалқаларының істен шыққан материалын толық ауыстыруға есептеледі.

8. Жөндеуге арналған матреиалдардың шығыс нормалары пайдалану жылына белгіленеді және ТЭС-ті техникалық пайдалану қағидаларының негізінде жасап шығарушы зауыттың және іске қосу-ретке келтіру ұйымдарының паспорттарымен, нұсқауларымен және режимдік карталарымен оңтайлы режимде айқындалады.

9. ПКЖ жүйесінің аэронауаларын жөндеуге арналған қалқа материалының толық есептік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

, (1)

мұнда M_a – аэронауалардың кешенін жөндеуге арналған қалқа материалының толық жылдық шығысы, метр/жыл, (бұдан әрі – м/жыл);

m_a – күлді тасымалдауға арналған аэронауалар мен пневмоаппараттарды жөндеуге пайдаланылатын материалдар, қалқалардың техникалық талаптарына сәйкес қабылданатын, бір типтегі мөлшерлі аэронауаны жөндеуге арналған материалдың үлестік шығысы, м/жыл;

L_B – барлық типтегі мөлшерлі аэронауалардың ауажеткізгіш камераларының жиынтық ұзындығы, метр (бұдан әрі – м);

n_a – барлық типтегі мөлшерлі аэронауалардың жалпы саны, дана;

c – 1 м болатын және аэронауаның ауажеткізгіш камерасында қалқаларды бекітуге қажетті материалдар, қалқалардың қосымша ұзындығы.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 6-қосымша

Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және блок басқару қалқандарында немесе жылу электр станцияларының оқшауланған қалқан үй-жайларында пайдаланылатын жылу автоматикасы мен өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеуге арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) ағымдағы жөндеу – бұйымның жұмысқа қабілеттілігін қамтамасыз ету немесе қалпына келтіру үшін орындалатын және жекелеген бөліктерді ауыстыруды және қалпына келтіруді білдіретін жөндеу;

2) күрделі жөндеу – базалықтарын қоса алғанда, оның кез келген бөліктерін ауыстыра немесе қалпына келтіре отырып, бұйымның жарамдылығын қалпына келтіру және оның ресурсын толық қалпына келтіру үшін орындалатын жөндеу;

3) қосалқы бөлшек – бұйымның жарамдылығын немесе жұмысқа қабілеттілігін ұстау және қалпына келтіру мақсатында пайдалануда болған дәл осындай бөлікті ауыстыруға арналған бұйымның құрамдас бөлігі.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы мен өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу

3. Тозаңдануын, ластануын және дірілін ескерген кезде тораптар мен бөлшектерге жоғары тозу тән, жергілікті басқару қалқандарында немесе қолданыстағы жабдыққа жақын орнатылған аспаптар үшін нормалар Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес коэффициентпен қолданылады (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген):

1) 1,4 – тозаңды көмірлі отында жұмыс істейтін электр станциялары үшін;

2) 1,25 – газды-мазутты отында жұмыс істейтін электр станциялары үшін.

4. Аспап пен құрылғы бойынша шығыс нормаларын есептеу (H_i) жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы мен өлшеу құралдарының бүкіл аспаптарына қолданылады және мынадай формаула бойынша айқындалады:

(1)

мұнда

– топқа кіретін аспапқа немесе құрылғыға i материалының немесе қосалқы бөлшек шығысының нормасы;

– осы аспаптың немесе құрылғының таңдалған өлшемінің өкілдің өлшеміне қатысты арақатынасын сипаттайтын коэффициент.

5. Температураны өлшеуге арналған аспаптар мен түрлендіргіштерді жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормалары:

1) манометрлік термометрлер;

2) өлшеу түрлендіргіштері үшін ағымдағы және күрделі жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормаларын қамтиды.

6. Температураны өлшеуге арналған аспаптар мен түрлендіргіштерді жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормалары осы Әдістемеге 1-қосымшаға сай 1, 2, 3-кестелерге сәйкес қабылданады.

7. Қысымды өлшеуге және реттеуге, қысым айырмасы мен сиретуге арналған аспаптарды жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормалары:

1) қысым түрлендіргіштер;

2) әртүрлі типтегі және түрдегі манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер;

3) тартым өлшегіштер, арын өлшегіштер, күш-арын өлшегіштер үшін ағымдағы және күрделі жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормаларын қамтиды.

8. Қысымды өлшеуге және реттеуге, қысым айырмасы мен сиретуге арналған аспаптарды күрделі жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормалары осы Әдістемеге 2-қосымшаға сай 1-39-кестелерге сәйкес қабылданады.

9. Газдар мен сұйықтықтардың құрамы мен қасиеттерін айқындауға арналған аспаптардың қосалқы бөлшектер шығысының нормалары:

1) автоматты газ талдағыштар;;

2) сутегі газ талдағыштары;

3) оттегіге газ талдағыштар;

4) термохимиялық газ талдағыштар;

5) тұз өлшегіштер;

6) будағы тұздар мөлшерінің индикаторлары;

7) өнеркәсіптік түрлендіргіштер үшін ағымдағы және күрделі жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормаларын қамтиды.

10. Газдар мен сұйықтықтардың құрамы мен қасиеттерін айқындауға арналған аспаптардың қосалқы бөлшектер шығысының нормалары осы Әдістемеге 3-қосымшаға сай 1-8-кестелерге сәйкес қабылданады.

11. Екінші аспаптардың қосалқы бөлшектері шығысының нормалары:

1) теңдестірілген көпірлер;

2) потенциометрлер;

3) тіркеуші аспаптар;

4) көпнүктелі бақылау аспаптары үшін ағымдағы және күрделі жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормаларын қамтиды.

12. Екінші аспаптардың қосалқы бөлшектер шығысының нормалары осы Әдістемеге 4-қосымшаға сай 1-21-кестелерге сәйкес қабылданады.

13. Технологиялық процестерді реттеу аспаптары мен құрылғыларына қосалқы бөлшектер шығысының нормалары:

1) реттеуші аспаптар;

2) түзетуші аспаптар;

3) релелік реттеуші блоктар;

4) аналогты реттеуші блоктар;

5) импульсаторлар;

6) тоқ сигналдарына арналған өлшеу блоктары;

7) тоқ сигналдарын жинақтау блоктары;

8) шектеу блоктары;

9) саралау блоктары;

10) динамикалық түрлендіру блоктары;

11) аналогты-релелік түрлендіргіштер;

12) келісуші приставкалардың блоктары;

13) сигнал беру блоктары;

14) есептеу операцияларының блоктары;

15) селекциялау блогы;

16) желілік емес түрдендіру блоктары;

17) дәл интеграциялау блоктары;

18) импульстік реттеуші блоктар;

19) кондуктивтік бөлу және жинақтау блоктары;

20) төрт тоқ сигналын салыстыру блоктары;

21) реттеуші құрылғылар;

22) реттеуші және түзетуші аспаптар;

23) тапсырғыш құрылғы;

24) сигналдарды көбейткіштер;

25) жай-күй индикаторлары;

26) релелік реттеуіштің басқару блоктары;

27) атқарушы тетіктер;

28) қосқыштар;

29) қысым релесінің датчиктері;

30) ағыс релесінің датчиктері;

31) арын датчиктері;

32) жартылай өткізгіштердің деңгей релесі үшін ағымдағы және күрделі жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормаларын қамтиды.

14. Технологиялық процестерді реттеу аспаптары мен құрылғыларына қосалқы бөлшектер шығысының нормалары осы Әдістемеге 5-қосымшаға сай 1-45-кестелерге сәйкес қабылданады.

	Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне
	1-қосымша

Температураны өлшеуге арналған аспаптар мен түрлендіргіштерді жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормалары

1-кесте

МКТ-100 және МКТ-200 типті манометрлік термометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Термобаллон	1	1	2
2	Меңзер	1	-	3
3	Атқарушы тетік	1	1	3
4	Ауыспалы қалып	1	1	4
5	Циферблат	1	-	2	МКТ-200
6	Циферблат	1	1	5	МКТ-100
7	Щетка	2	-	2
8	Щетка ұстағыш	1	1	4
9	Түтік тәрізді серіппе	1	1	3
10	Өкшелік	1	1	4
11	Жетектеме	1	1	3
12	Бітеуіш	2	1	6
13	Кронштейн	1	1	4
14	Корпус	1	-	2
15	Тұтқа	1	1	4
16	Сым ұстағыш	1	1	4
17	Жетектеметің бүрмесі	1	1	3
18	Қаптаманың бүрмесі	1	-	2
19	Қабылдағыштың бастиегі	2	2	6
20	Төсем	2	2	6
21	Қақпақ	1	-	3
22	Тұтқа	1	1	4
23	Қысқыш	1	1	4
24	Меңзер	1	1	3
25	Жетектеме	1	1	3
26	Серіппе	1	1	3

2-кесте

ТПП-СК және ТПГ-СК типті манометрлік термометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Терможүйе	1	22	89	ТПП-СК
2	Терможүйе	1	22	89	ТПГ-СК
3	Тетік	1	2	10
4	Электр түйіспе	1	3	10
5	Жетектеме	1	-	2
6	Жетектеме	1	-	2
7	Сырғақ	1	1	5
8	Шыны	1	-	1
9	Меңзер	1	1	3,5
10	Тартым	1	2	6
11	Бұранда	1	-	1,5
12	БСК-220 түйіспелік сигналдық блогы		2	10
13	Қалып	1	-	1

3-кесте

НП-ТЛ1-М, НП-СЛ1-М типті өлшеу түрлендіргіштері

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Блок	1	1	3
2	Блок	1	1	3
3	Блок	1	1	3
4	Блок	1	-	2
5	Блок	1	-	2
6	Блок	1	-	2
7	Блок	1	1	3
8	Блок	1	-	2

Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

Қысымды өлшеуге және реттеуге, қысым айырмасы мен сиретуге арналған аспаптарды жөндеуге қосалқы бөлшектер шығысының нормалары

1-кесте

МЭД типті 22364 және 22365 модельдерінің өзара алмастырылатын қысым түрлендіргіші

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Білік торабы	1	2	10	МЭД 22365, 22364
2	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	1	3	МЭД 22365
3	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	1	3	МЭД 22364

2-кесте

МПЭ типті шәкілсіз серіппелі электр манометрі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Манометрлік серіппе	1	-	1
2	Тығынжыл	1	-	0,5
3	Түрлендіргіш	1	-	1
4	Шарғы	1	4	10
5	Жартылай өткізгішті күшейткіш	1	-	0,5
6	Шарғы	1	4	10
7	Трансформатор	1	-	0,5
8	Келтеқосқыш	1	-	0,5
9	Тақта	1	-	1

3-кесте

ОБМ1-100, ОБМ1-100б, OБB1-100, ОБВ1-100б, ОБМВ1-100 және
ОБМВ1-100б сериялы көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2	OБB1
3	Тетік	1	-	2	Борты бар ОБМ1, ОБМВ1
4	Тетік	1	-	2
5	Корпус (торап)	1	-	1
6	Ұстағыш (торап)	1	-	2
7	Сектор (торап)	1	2	5
8	Циферблат	1	2	5	OБB1
9	Циферблат	1	2	5	ОБМ1
10	Циферблат	1	2	5	ОБМВ1
11	Шиыршық	1	5	10
12	Серіппе	1	1	3
13	Ернеуше	1	-	2
14	Корпус	1	-	1	Борты жоқ ОБМВ1
15	Төменгі тақта	1	1	5
16	Жоғарғы тақта	1	1	5
17	Таған	1	1	3
18	Ұштық	1	1	3
19	Ұстағыш	1	1	3
20	Бағана	2	2	10
21	Сырғақ	1	2	5
22	Білік	1	1	5
23	Білік-бұранда	1	1	5
24	Тартым	1	1	5	ОБВ1
25	Тіреуіш	1	1	5	ОБМ1, ОБВ1
26	Трибка	1	-	3
27	Сектор	1	2	5
28	Шыны	1	5	10
29	Бұранда	1	1	5
30	Тығырық	1	1	5
31	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
32	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
33	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

4-кесте

ОБМ1-160, OБM1-160б, OБB1-160, ОБВ1-160б, ОБМВ1-160 және
OБMB1-160б сериялы көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2	ОБМ1
3	Тетік	1	-	2	ОБМ1, ОБМВ1
4	Корпус	1	-	1	Бортпен
5	Ұстағыш	1	-	2
6	Сектор (торап)	1	2	5
7	Циферблат	1	2	5	ОБВ
8	Циферблат	1	2	5	ОБМ1
9	Циферблат	1	2	5	ОБМВ1
10	Шиыршық	1	5	10
11	Серіппе	1	1	3
12	Ернеуше	1	-	2
13	Корпус	1	-	1	Бортсыз
14	Төменгі тақта	1	1	5
15	Жоғарғы тақта	1	1	5
16	Таған	1	1	3
17	Ұштық	1	1	3
18	Ұстағыш	1	1	3
19	Бағана	2	2	10
20	Сырғақ	1	2	5
21	Білік	1	2	5
22	Білік-бұранда	1	1	5
23	Тартым	1	1	5
24	Тіреуіш	1	1	5	ОБМ1, ОБВ1
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Шыны	1	5	10
28	Бұранда	1	2	5
29	Тығырық	1	2	5
30	Қаріп	1	5	10
31	Қаріп	1	5	10
32	Қаріп	1	5	10

5-кесте

ОБМГн1-100 және ОБМГн1-100б сериялы көрсетуші манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2
3	Корпус (торап)	1	-	1	Бортпен
4	Ұстағыш (торап)	1	-	2
5	Сектор	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5
7	Шиыршық	1	5	10
8	Серіппе	1	1	3
9	Ернеуше	1	-	2
10	Корпус	1	-	1	Бортсыз
11	Төменгі тақта	1	1	5
12	Жоғарғы тақта	1	1	5
13	Таған	1	1	3
14	Ұстағыш	1	-	3
15	Бағана	2	2	10
16	Сырғақ	1	2	5
17	Білік	1	2	5
18	Білік-бұранда	1	1	5
19	Тартым	1	1	5
20	Тіреуіш	1	1	5
21	Трибка	1	-	3
22	Сектор	1	2	5
23	Шыны	1	5	10
24	Тығырық	1	1	5
25	Бұранда	1	1	5
26	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
27	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
28	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

6-кесте

ОБМГн1-160 және ОБМГн1-160б сериялы көрсетуші манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2
3	Корпус (торап)	1	-	1	Бортпен
4	Ұстағыш (торап)	1	-	2
5	Сектор (торап)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5
7	Шиыршық	1	5	10
8	Серіппе	1	1	3
9	Ернеуше	1	-	2
10	Корпус	1	-	1	Бортсыз
11	Жоғарғы тақта	1	1	5
12	Төменгі тақта	1	1	5
13	Таған	1	-	3
14	Бағана	2	2	10
15	Сырғақ	1	2	5
16	Білік	1	2	5
17	Білік-бұранда	1	1	5
18	Тартым	1	1	5
19	Тіреуіш	1	1	5
20	Трибка	1	-	3
21	Сектор	1	2	5
22	Шыны	1	5	10
23	Бұранда	1	1	5
24	Тығырық	1	1	5
25	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
26	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
27	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

7-кесте

ОБМГв1-160 және ОБМГв1-160б сериялы көрсетуші манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2
3	Корпус (торап)	1	-	1	Бортпен
4	Ұстағыш	1	-	2
5	Сектор (торап)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5
7	Шиыршық	1	5	10
8	Ернеуше	1	-	2
9	Корпус	1	-	1	Бортсыз
10	Төменгі тақта	1	1	5
11	Жоғарғы тақта	1	1	5
12	Таған	1	1	3
13	Бағана	2	2	10
14	Сырғақ	1	2	5
15	Білік	1	2	5
16	Білік-бұранда	1	1	5
17	Тартым	1	1	5
18	Тіреуіш	1	1	5
19	Трибка	1	-	3
20	Сектор	1	2	5
21	Шыны	1	5	10
22	Бұранда	1	1	5
23	Тығырық	1	1	5
24	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
25	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
26	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

8-кесте

МОШ1-100, ВОШ1-100 және МВОШ1-100 сериялы көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2	вош
3	Тетік	1	-	2	мош, мвош
4	Ұстағыш (торап)	1	-	2
5	Сектор (торап)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5	вош
7	Циферблат	1	2	5	мош
8	Циферблат	1	2	5	МВОШ
9	Шиыршық	1	5	10
10	Серіппе	1	1	3
11	Корпус	1	-	1
12	Төменгі тақта	1	1	5
13	Жоғарғы тақта	1	1	5
14	Таған	1	1	3
15	Ұштық	1	1	3
16	Ұстағыш	1	1	3
17	Бағана	2	2	10
18	Сырғақ	1	2	5
19	Сақина	1	-	1
20	Білік	1	2	5
21	Білік-бұранда	1	2	5
22	Тартым	1	2	5
23	Тартым	1	2	5	вош
24	Тіреуіш	1	1	5	мош, вош
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Шыны	1	5	10
28	Тығырық	1	2	5
29	Тартым	1	5	10	Ұштыққа
30	Тартым	1	5	10	Бағанаға
31	Тартым	1	5	10	Трибкаға

9-кесте

МОШ1-160, ВОШ1-160 және МВОШ1-160 сериялы көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Меңзер	1	2	5
2	Тетік	1	-	2	вош
3	Тетік	1	-	2	мош, мвош
4	Ұстағыш (торап)	1	-	2
5	Сектор (торап)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5	вош
7	Циферблат	1	2	5	мош
8	Циферблат	1	2	5	мвош
9	Шиыршық	1	5	10
10	Серіппе	1	1	3
11	Төменгі тақта	1	1	5
12	Жоғарғы тақта	1	1	5
13	Корпус	2	-	2
15	Таған	1	1	3
16	Ұштық	1	1	3
17	Бағана	2	3	10
18	Ұстағыш	1	1	3
19	Сырғақ	1	2	5
20	Сақина	1	-	1
21	Білік	1	2	5
22	Білік-бұранда	1	2	5
23	Тартым	1	2	5
24	Тіреуіш	1	1	5	мош вош
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Шыны	1	5	10
28	Тығырық	1	2	5
29	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
30	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
31	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

10-кесте

МП4, ВП4 және МВП4 сериялы көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Тетік	1	2	10	МВП4-V
2	Электр түйіспе	1	2	10	МП4, ВП4, ВП4-III
3	Датчик	1	1	3	МП4, ВП4, МВП4-V
4	Меңзер	1	1	3	МП4, ВП4
5	Меңзер	1	1	3	МП4-IV, МВП4
6	Меңзер	1	1	3	МП4-V, ВП4-V, МВП4-V
7	Төменгі тақта	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-VI
8	Жоғарғы тақта	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-VI
9	Қалып	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-VI
10	Ұштығы бар ұстағыш	1	2	8	МП4, МП4-IV, ВП4
11	Ұштығы бар ұстағыш	1	2	8	MП4-III, IV, V, VI
12	Трибка	1	1	4	МП4-VI
13	Сектор	1	1	3	МП4-VI
14	Сектор	1	1	3	МП4-VI, ВП4-VI, МВП4-IV
15	Бұранда	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-III-IV
16	Бұранда	1	-	2	МП4, ВП-4, МВП4-VI
17	Кері байланыс торабы	1	3	13	МП4, ВП4, МВП4-V
18	Тетік	1	2	10	ВП4-III, ВП4-IV
19	БСК-220 түйіспелік сигналдық блогы	1	15	60	МП4, ВП4 МВП4-III
20	Меңзер	1	-	3	МП4, ВП4, МВП4 - III-IV
21	Иінтірек	1	-	3	МП4, ВП4, МВП4-VI
22	Жетектеме	1	-	1	МП4, ВП4, МВП4-IV
23	Жетектеме	1	-	1	Дәл сол
24	Жетектеме	1	-	1	МП4, ВП4, МВП4-III
25	Сырғақ	1	1	5
26	Серіппе	1	-	1	МП4, ВП4, МВП4-V
27	Серіппе	1	-	1	МП4-V
28	Жапқыш	1	1	3	МП4-V
29	Шүмек	1	1	4	МП4-V
30	Шыны	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-IV
31	Арнайы бұранда	1	-	1,5	МП4, МП4-IV, ВП4, МВП4-III, IV
32	Бұранда	1	-	1,5

11-кесте

ЭКМ-1У, ЭКВ-1У және ЭКМВ-1У типті электр түйіспелік көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
2	Қалып	1	-	2
3	Меңзер	1	2	5
4	Тетік	1	-	2
5	Тетік	1	-	2	ЭКМ-1У, ЭКМВ-1У
6	Ұстағыш (торап)	1	-	2
7	Сектор (торап)	1	2	5
8	Шыны	1	-	2
9	Циферблат	1	2	5	ЭКВ-1У
10	Циферблат	1	2	5	ЭКМ-1У
11	Циферблат	1	2	5	ЭКМ-1У
12	Шиыршық	1	5	10
13	Серіппе	1	1	3
14	Қақпақ	1	-	5
15	Корпус	1	-	1
16	Төменгі тақта	1	2	5
17	Жоғарғы тақта	1	2	5
18	Таған	1	1	3
19	Ұштық	1	1	3
20	Ұстағыш	1	1	3
21	Бағана	2	2	10
22	Сырғақ	1	2	5
23	Сақина	1	-	2	экв-1У, ЭКМВ-1У
24	Білік	1	2	5
25	Білік-бұранда		2	5
26	Тартым	1	2	5
27	Тіреуіш	1	2	5
28	Трибка	1	1	3
29	Сектор	1	2	5
30	Шыны	1	-	2
31	Бұранда 5x8	1	2	5
32	Бұранда 3x8	1	2	5
33	Бұранда 4x8	1	2	5
34	Бұранда М3х25	1	2	5
35	Бұранда М5х18	2	2	4
36	Тығырық	1	2	5
37	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
38	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
39	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

12-кесте

Өлшеу шегі 160 – 600 кгс/см² ЭКМ-2У типті электр түйіспелік көрсетуші манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
2	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
3	Меңзер	1	2	5
4	Тетік	1	-	2
5	Ұстағыш (торап)	1	-	2
6	Сектор	1	2	5
7	Шыны (торап)	1	-	2
8	Циферблат	1	2	5
9	Шиыршық	1	5	10
10	Серіппе	1	-	2
11	Корпус	1	-	1
12	Төменгі тақта	1	2	5
13	Жоғарғы тақта	1	2	5
14	Таған	1	-	3
15	Ұстағыш	1	-	2
16	Колонки	2	3	10
17	Сырғақ	1	2	5
18	Сақина	1	-	2
19	Білік	1	2	5
20	Білік-бұранда	1	2	5
21	Тартым	1	2	5
22	Тіреуіш	1	2	5
23	Шыны	1	-	2
24	Ұстағыш	1	-	2
25	Трибка	1	1	3
26	Сектор	1	2	5
27	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
28	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
29	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

13-кесте

Өлшеу шегі 1000 және 1600 кгс/см² ЭКМ-2У типті электр түйіспелік көрсетуші манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
2	Меңзер	1	2	5
3	Тетік	1	-	2
4	Ұстағыш	1	-	2
5	Сектор	1	2	5
6	Шыны (торап)	1	-	2
7	Шыны	1	1	2
8	Циферблат	1	2	5
9	Шиыршық	1	5	10
10	Корпус	1	-	1
11	Төменгі тақта	1	2	5
12	Жоғарғы тақта	1	2	5
13	Таған	1	-	3
14	Бағана	2	3	10
15	Сырғақ	1	2	5
16	Сақина	1	-	2
17	Білік	1	2	5
18	Білік-бұранда	1	2	5
19	Тартым	1	2	5
	Тіреуіш	1	2	5
20	Трибка	1	1	3
21	Сектор	1	2	5
22	Тығырық	1	2	5
23	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
24	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
25	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

14-кесте

Өлшеу шегі 100 кгс/см²-ға дейінгі ВЭ-16Рб типті электр түйіспелік көрсетуші манометр, вакуум өлшегіш және мановакуум өлшегіш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағым-дағы	күрделі
1	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
2	Меңзер	1	2	5
3	Тетік	1	-	2	Вакуум өлшегіш
4	Тетік	1	-	2
5	Ұстағыш (торап)	1	1	2
6	Сектор	1	2	5
7	Шыны	1	1	2
8	Клемма	3	-	3
9	Циферблат	1	2	5	Вакуум өлшегіш
10	Циферблат	1	2	5	Манометр
11	Циферблат	1	2	5	Мановакуум өлшегіш
12	Шиыршық	1	5	10
13	Қақпақ	1	-	1
14	Төменгі тақта	1	2	5
15	Жоғарғы тақта	1	2	5
16	Таған	1	1	3
17	Негізі бар корпус	1	-	1
18	Ұштық	1	-	2
19	Ұстағыш	1	-	2
	Бағана	2	3	10
20	Сырғақ	1	2	5
21	Білік	1	2	5
22	Білік-бұранда	1	2	5
23	Тартым	1	2	5
24	Тіреуіш	1	2	5
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Бұранда	6	3	6
28	Тығырық	1	2	5
29	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
30	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
31	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

15-кесте

Өлшеу шегі 600 кгс/см²-ға дейінгі ВЭ-16Рб электр түйіспелік көрсетуші манометрі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
2	Меңзер	1	1	5
3	Тетік	1	-	2
4	Ұстағыш (торап)	1	1	2
5	Сектор	1	-	5
6	Шыны	1	1	2
7	Клемма	3	1	3
8	Циферблат	1	1	5
9	Шиыршық	1	2	10
10	Қақпақ	1	-	1
11	Төменгі тақта	1	1	5
12	Жоғарғы тақта	1	1	5
13	Таған	1	1	3
14	Бағана	2	2	10
15	Сырғақ	1	1	5
16	Білік	1	1	5
17	Білік-бұранда	1	1	5
18	Тартым	1	1	5
19	Тіреуіш	1	1	5
20	Трибка	1	1	3
21	Сектор	1	1	5
22	Негізі бар	1	-	1
	корпус
23	Шыны	1	1	2
24	Бұранда	6	1	6
25	Тығырық	1	1	5
26	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
27	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
28	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

16-кесте

Өлшеу шегі 1000 және 1600 кгс/см² ВЭ-16Рб типті электр түйіспелік көрсетуші манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Түйіспелік құрылғы	1	-	2
2	Меңзер	1	1	5
3	Тетік	1	-	2
4	Ұстағыш (торап)	1	1	2
5	Дәл сол (торап)	1	1	2
6	Сектор	1	1	5
7	Шыны	1	1	2
8	Клемма	1	1	3
9	Циферблат	1	1	5
10	Шиыршық	1	3	10
11	Корпус	1	-	1
12	Негізі бар корпус	1	-	1
13	Қақпақ	1	-	1
14	Төменгі тақта	1	1	5
15	Жоғарғы тақта	1	1	5
16	Таған	1	1	3
17	Бағана	2	3	10
18	Сырғақ	1	1	5
19	Білік	1	1	5
20	Білік-бұранда	1	1	5
21	Тартым	1	1	5
22	Тіреуіш	1	1	5
23	Трибка	1	1	3
24	Сектор	1	1	5
25	Тығырық	1	1	5
26	Бұранда	6	2	6
27	Қаріп	1	5	10	Ұштыққа
28	Қаріп	1	5	10	Бағанаға
29	Қаріп	1	5	10	Трибкаға

17-кесте

МТС типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
2	Баспа	5	2	10
3	Манометрлік серіппе	1	1	5
4	Дәл сол	1	1	5
5	Қос иін	1	-	1
6	МПЧ-24-3-1-АМ жетектің сағаттық тетігі	1	2	8,5	MTC-712
7	ДСМ 1/300-П-220УЧ2 көпполюсті синхронды қозғалтқыш	1	2	8,5	MTC-711
8	Диаграмма қысқышы	1	1	3
9	Білік	1	-	1,3
10	Баспа	1	70	300

18-кесте

ММЭ типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жарғақтық қорап	1	-	1
2	Сақина 120-125-33-1	1	2	10
3	Келтеқосқыш		-	0,5
4	Түрлендіргіш	1	2	10
5	Шарғы	1	2	10
6	Трансформатор	1	-	0,5
7	Жартылай өткізгішті күшейткіш	1	-	0,5
8	Тығынжыл	1	-	0,5
9	Төсем	1	4	15

19-кесте

ДТ-2 типті тартым өлшегіш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сараланған трансформатор шарғысы	1	-	1
2	Жарғақ	1	2	10

20-кесте

ТМП-52, НМП-52 және ТНМП-52 сериялы Жарғақтық көрсетуші тартым өлшегіш, арын өлшегіш, күш-арын өлшегіш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жарғақтық қорап	1	4	18
2	Меңзер	1	6	24
3	Білік	1	6	24
4	Иінтірек	1	7	29
5	Бұранда	2	-	2
6	Бұранда	1	-	2
7	Бұранда	2	-	2
8	Шыны	1	1	5

21-кесте

ДМ типті өзара алмастырылатын манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	160 кгс/см2
2	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	250 кгс/см2
3	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	400 кгс/см2
4	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	630 кгс/см2
5	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1000 кгс/см2
6	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1600 кгс/м2
7	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	2500 кгс/м2
8	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	0,4 кгс/см2
9	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	0,63 кгс/см2
10	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1,0 кгс/см2
11	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1,6 кгс/см2
12	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	2,5 кгс/см2
13	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	4,0 кгс/см2
14	Жарғақтық блок (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	6,3 кгс/см2
15	Тығынжыл торабы	1	2	10	ДМ3564, ДМ3566
16	Клапан	2	5	20	ДМ3564, 3566, 23573, 23574
17	Клапан	2	2	10	ДМ3564, 3566, 23573, 23574
18	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	0,4 кгс/см2
19	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	0,63 кгс/см2
20	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	1,0 кгс/см2
21	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	1,6 кгс/см2
22	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	2,5 кгс/см2
23	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	4,0 кгс/см2
24	Жарғақтық блок (ДМ3577)	1	1	5	6,3 кгс/см2
25	Тығынжыл	1	1	5	ДМ3577
26	Тығынжыл	2	5	20	ДМ22364, 22365
27	Клапан	2	5	20	ДМ3577, 28582
28	Жарғақтық блок ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	160 кгс/см2
29	Жарғақтық блок ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	250 кгс/см2
30	Жарғақтық блок ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	400 кгс/см2
31	Жарғақтық блок ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	630 кгс/см2
32	Тығынжыл	1	3	10	ДМ23573, 23574
33	Тығынжыл	1	1	5	1000 кгс/см2
34	Тығынжыл	1	1	5	1600 кгс/см2
35	Тығынжыл	1	1	5	2500 кгс/см2
36	Тығынжыл	1	1	5	0,4 кгс/см2
37	Тығынжыл	1	1	5	0,63 кгс/см2
38	Тығынжыл	1	1	5	1,0 кгс/см2
39	Тығынжыл	1	1	5	1,6 кгс/см2
40	Тығынжыл	1	1	5	2,5 кгс/см2
41	Тығынжыл	1	1	5	4,0 кгс/см2
42	Тығынжыл	1	1	5	6,3 кгс/см2
43	Тығынжыл	1	1	10	ДМ23582
44	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	0,4 кгс/см2
45	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	0,63 кгс/см2
46	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	1,0 кгс/см2
47	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	1,6 кгс/см2
48	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	2,5 кгс/см2
49	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	4,0 кгс/см2
50	Жарғақтық блок (ДМ23582)	1	1	5	6,3 кгс/см2
51	Ұстағыштың серіппесі бар торабы	1	2	10	ДМ3577, 23582
52	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	-	3	ДМ23573, 23574
53	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	-	3	ДМ23573, 23574
54	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	-	3	ДМ23582
55	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	-	3	ДМ23582
56	Сараланған транформатор шарғысының бүрмесі	1	-	3	Барлық модельдер
57	Клапан	2	4	20	ДМ3577, 23582

22-кесте

ДМ 3537 типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағым-дағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
2	Жарғақтық блок 160, 250, 400, 630 кгс/см2	1	7	30
3	Жарғақтық блок 1000, 1600, 2500, 0,4 кгс/см2	1	7	30
4	Жарғақтық блок 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 кгс/см2	1	7	30
5	Жарғақтық блок 0,016; 0,025; 0,04; 0,063 кгс/см2	1	7	30
6	Жарғақтық блок 0,1; 0,16; 0,25; 0,40; 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 кгс/см2	1	7	30
7	Дифтрансформаторлы түрлендіргіш	1	2	10
8	Дифтрансформаторлы түрлендіргіш	1	2	10
9	Тығынжыл	1	2	10
10	Тығынжыл	1	2	10

23-кесте

ДММ типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Индукциялық датчик	1	-	1
2	Жарғақтық блок	1	2	10
3	Жарғақтық блок	1	2	10
4	Тығынжыл	1	-	2
5	Клапан	2	-	2
6	Клапан	2	-	2

24-кесте

ДМЭ және ДМЭР типті манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жарғақтық қорап (жұмыс)	1	-	1
2	Жарғақтық қорап (өтемақылы)	1	-	1
3	Линза	1	-	0,1
4	Тығынжыл	1	-	0,5
5	Шарғы	1	-	1	ДМЭ
6	Жартылай өткізгішті күшейткіш	1	-	0,5	ДМЭР
7	Түрлендіргіш	1	-	0,5	ДМЭ
8	Шарғы	1	2	10	ДМЭР
9	Жартылай өткізгішті күшейткіш	1	-	0,5	ДМЭ
10	Трансформатор	1	2	10	ДМЭР
11	Шарғы	1	2	10	Дмэ
12	Тығыздағыш сақина	1	-	1
13	Вентиль		2	9
14	Жартылай өткізгішті күшейткіш	1	-	0,5

25-кесте

ДСЭР типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Түрлендіргіш	1	-	1
2	Шарғы	1	2	10
3	Трансформатор	1	2	10
4	Шарғы	1	2	10
5	Жартылай өткізгішті күшейткіш	1	-	0,5
6	Тығынжыл	1	-	0,5
7	Шарғы	1	2	10
8	Сақина 060-065-33-1 резеңке B-14	1	10	40
9	Сақина 018-022-25-2 резеңке B-14	1	10	40
10	Сақина 150-000-33-1 резеңке B-14	1	10	40
11	Ілмекті вентиль	1	2	8,5
12	Күшейткіш	1	-	5
13	Вентильді бастиек	1	1	5

26-кесте

ДСП-778Н, ДСП-770Н, ДСП-781Н және ДСП-786Н типті манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон торабы	1	5	20
2	Ілмекті вентиль	3	2	9
3	БСФ-222 фотоэлектрлік сигналдық блогы	1	15	60	ДСП778Н
4	Фото кедергі (торап)	1	1	6	ДСП778Н
5	Сигналдық тетік	1	-	1
6	Меңзер	1	-	0,3	ДСП786Н
7	МП-Л электр түрлендіргіші	1	2	9	ДСП786Н
8	Білік	1	1	3
9	Торсиондық түтік	1	5	20
10	Серіппелі блок	1	5	20
11	Меңзер	1	-	0,3	ДСП780Н
12	Тығыздағыш сақина	2	50	200

27-кесте

ДСП-778В, ДСП-780В, ДСП-781В және ДСП-786В типті манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон торабы	1	5	20
2	Білік	1	1	3
3	Торсиондық түтік	1	5	20
4	Серіппелі блок	1	5	20
5	Тығыздағыш сақина	2	10	40
6	Ілмекті вентиль	2	2	8,5
7	БСФ-220 фотоэлектрлік сигналдық блогы	1	15	60	ДСП-778В
8	Фото кедергі (торап)	1	2	6
9	Меңзер	1	1	3	ДСП 780 және ДСП 781
10	Меңзер	1	1	3	ДСП 778В және ДСП 786В
11	Сигналдық тетік	1	-	1	ДСП 778Н

28-кесте

ДСП-787Н типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон торабы	1	5	20
2	Пневматикалық датчик тетігі	1	4	18
3	Білік	1	1	1,3
4	Торсиондық түтік	1	5	20
5	Серіппелі блок	1	5	20
6	Келтеқосқыш	1	2	8
7	Шүмек	1	2	10
8	Тығыздағыш сақина	2	50	200
9	Пневматикалық реле	1	-	1
10	Меңзер	1	-	0,3
11	Жапқыш	1	2	8
12	Ілмекті вентиль	3	2	8,5

29-кесте

ДСП-787В типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон торабы	1	5	20
2	Пневматикалық датчик тетігі	1	4	18
3	Білік	1	1	3
4	Торсиондық түтік	1	5	20
5	Серіппелі блок	1	5	20
6	Келтеқосқыш	1	2	8
7	Шүмек	1	2	10
8	Тығыздағыш сақина	2	50	200
9	Меңзер	1	-	1
10	Жапқыш	1	2	8
11	Ілмекті вентиль	3	2	9

30-кесте

ДСС-710Н, ДСС-710чН, ДСС-712Н, ДСС-732Н ДСС-734чН типті манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Пневматикалық реле	1	-	1	ДСС-710Н, 712Н, 710чН
2	Сильфон торабы	1	5	20
3	Диаграмма қысқышы	1	1	3
4	Білік	1	-	1,3
5	Торсиондық түтік	1	5	20
6	Серіппелі блок	1	5	20
7	Тығыздағыш сақина	2	50	200
8	Баспа	1	25	100
9	Баспа	1	25	100	ДСС-732Н, 734чН, 734Н
10	Ілмекті вентиль	3	2	8,5
11	ДСМ 1/300-П-220 электр қозғалтқышы	1	2	8,5	ДСС-710Н
12	МПЧ-24-3-1-АМ жетектің сағаттық тетігі	1	2	8,5

31-кесте

ДСС-710В, ДСС-710чВ, ДСС-732В, ДСС-734В және ДСС-734чВ типті манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон торабы	1	5	20
2	Диаграмма қысқышы	1	1	3
3	Білік	1	-	1,3
4	Торсиондық түтік	1	5	20
5	Серіппелі блок	1	5	20
6	Тығыздағыш сақина	2	50	200
7	Баспа	1	25	100
8	Баспа	1	25	100	ДСС-732В, 734В, 734чВ
9	Ілмекті вентиль	3	2	9
10	ДСМ 1/300-П-220 электр қозғалтқышы	1	2	8,5	ДСС-710В, ДСС-734В
11	МПЧ-24-3-1-АМ жетектің сағаттық тетігі	1	2	8,5	ДСС-710чВ, ДСС-734чВ

32-кесте

ДП-780, ДП-780Р және ДП-781Р типті көрсетуші сынапты манометрлер

Р/с №	Наименование детали (узла)	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағым-дағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Төсем	6	15	70
2	Білік	1	-	2
3	Тұрақты магнит	1	3	15
4	Магнит өткізгіш	1	3	15
5	Меңзер	1	-	0,3
6	Білік	1	-	1,5
7	Тақтайша	1	1	4
8	Ілмекті вентиль атқ. 1 (ОБ 22044-015)	1	2	9
9	Төсем	1	15	70
10	Түкшелі білік	1	2	10	ДП-780, ДП-780Р
11	Серіппе	1	2	10	ДП-780, ДП-780Р

33-кесте

ДП-710, ДП-710Р, ДП-710ч, ДП-710чР және ДП-712Р типті өздігінен жазатын сынапты манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Тақтайша	1	1	4
2	Диаграмма қысқышы	1	1	3
3	Білік	1	-	2
4	Тұрақты магнит	1	3	15
5	Магнит өткізгіш	1	3	15
6	Білік	1	3	15
7	Баспа	1	70	300
8	Ілмекті вентиль атқ. 1 (ОБ22044-015)	3	2	9
9	Төсем	6	20	70
10	ДСМ 1/300-П-220 электр қозғалтқышы УЧ.2	1	2	8,5	ДП-710 және ДП-710Р
11	МПЧ-34-3-1-АМ жетектің сағаттық тетігі	1	2	8.5	ДП-710 және ДП-710Р

34-кесте

ДПМ-780 және ДПМ-780Р типті көрсетуші манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана.	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Тығыздайтын жалғастырғыш	1	-	3
2	Білік	1	1	3
3	Төсем	1	3	7
4	Ілмекті вентиль атқ. 1 (ОБ22044-015)	3	2	8,5
5	Меңзер	1	1	3	ДПМ-780
6	Меңзер	1	1	3	ДПМ-780Р

35-кесте

ДПМ-710, ДПМ-710P, ДПМ-710ч, ДПМ-710чР және ДПМ-712Р типті өздігінен жазатын манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Диаграмма қысқышы	1	1	3
2	Тығыздайтын жалғастырғыш	1	1	3
3	Білік	1	1	2
4	Төсем	1	2	7
5	-"-	1	3	14
6	Баспа	1	50	100
7	Төсем	6	2	7
8	ДСМ 1/300-П-220 УЧ.2 электр қозғалтқышы	1	2	9	ДПМ-710, ДПМ-710Р
9	МПЧ-24-3-1-АМ жетектің сағаттық тетігі	1	2	9	ДПМ-710ч, ДПМ 710чР
10	Ілмекті вентиль	3	2	9

36-кесте

ДП-778 және ДП-778Р типті сараланған қалтқылы сынапты манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Төсем	6	15	70
2	БСФ-220 фотоэлектрлік сигналдық блогы	1	15	60
3	Фото кедергі	1	2	6
4	Меңзер	1	-	0,3
5	Тұрақты магнит	1	4	15
6	Магнит өткізгіш	1	4	15
7	Білік	1	4	15
8	Ілмекті вентиль (ОБ 220-44-015)	3	2	8,5
9	Тақтайша	2	1	4
10	Білік	1	-	1,3

37-кесте

ДП-787 және ДП-787Р типті сынапты манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Пневматикалық датчик тетігі	1	4	18
2	Тақтайша	1	1	4
3	Білік	1	-	1,3
4	Тұрақты магнит	1	3	15
5	Магнит өткізгіш	1	3	15
6	Меңзер	1	-	0,3
7	Білік	1	3	15
8	Келтеқосқыш	1	4	13
9	Шүмек	1	2	10
10	Жапқыш	1	2	7
11	Төсем	6	2	7
12	Ілмекті вентиль атқ. 1 (ОБ 22044-015)	3	2	8,5
13	Пневматикалық реле	1	-	1
14	Түкшелі білік	1	2	10
15	Серіппе	1	2	10

38-кесте

ДПМ-787 және ДПМ-787Р типті манометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Пневматикалық датчик тетігі	1	4	18
2	Тығыздайтын жалғастырғыш	1	-	3
3	Білік	1	-	2
4	Келтеқосқыш	1	2	8
5	Төсем	2	6	21
6	Шүмек	1	3	10
7	Жапқыш	1	1	3
8	Төсем	1	1	3
9	Ілмекті вентиль (ОБ 22044-015)	1	2	9
10	Меңзер	1	-	1	ДПМ-787
11	Меңзер	1	-	1	ДПМ-787Р

39-кесте

ДКО-3702 типті манометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Дифтрансформаторлы түрлендіргіш	1	8	32
2	Серіппе	1	6	26
3	Төсем	1	12	50
4	Тығыздағыш сақина	1	8	30
5	Сілтеуіш	1	2	10
6	Кілт	1	-	1

Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

Газдар мен сұйықтықтардың құрамы мен қасиеттерін айқындауға арналған аспаптардың қосалқы бөлшектер шығысының нормалары

1-кесте

ТП 1120 сериялы автоматты газ талдағыш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сезімтал элементтердің блогы	1	22	80
2	Трансформатор	1	4	20
3	Шарғының қаңқасы	1	7	40
4	Ниппель	2	12	80
5	Төсем	4	70	280
6	Шарғының қаңқасы	4	10	40
7	Ілме сомын	2	15	60
8	Кішкене тесік	1	7	30
9	Төсем	1	7	30

2-кесте

ТП 1116У4 сериялы сутегінің газ талдағышы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сезімтал элементтердің блогы	1	24	100
2	Трансформатор	1	5	20
3	Шарғының қаңқасы	1	7	30
4	Ниппель	2	12	80
5	Төсем	4	70	280
6	Шарғының қаңқасы	4	10	40
7	Ілме сомын	2	15	60
8	Кішкене тесік	1	7	30
9	Қақпақ	4	37	160
10	Жарғақ	1	20	80
11	Келтеқосқыш	2	20	80
12	Төсем	2	30	120
13	Клапан	2	30	120

3-кесте

MH-5106M сериялы оттегіге газ талдағыш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Резисторлары бар датчик	1	5	20
2	Сезімтал элементтердің жинақтамасы	1	16	80
3	Шарғының қаңқасы	5	4	20
4	Төсем	6	150	600
5	Келтеқосқыш	1	7	30
6	Кішкене тесік	1	7	30
7	Сүзгі	2	35	60
8	Ниппель	1	10	40
9	Қозғаушы	1	2	10
10	Диффузор	1	20	90
11	Шүмек	1	20	90
12	Тіреуіш	1	12	50
13	Теңдеуші сауыт	1	25	100
14	Шүмек	1	20	90
15	Трансформатор	1	5	20

4-кесте

ТХГ5М-У4 сериялы термохимиялық газ талдағышы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Катализаторы бар шыны түтік	1	-	1
2	Терможұп	1	-	1
3	Салыстырмалы сезімтал элемент	1	-	1
4	Сезімтал жұмыс элементі	1	-	1

5-кесте

СКМ сериялы тұз өлшегіш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Термоөтемдеуіш	1	7	30
2	Қалып	1	2	10
3	Төлке	1	5	20
4	Сақина	5	42	240
5	Төсем	1	10	60
6	Термоөтемдеуіш	1	7	30
7	Электрод	1	2	10
8	Қалып	1	2	10
10	Төлке	1	7	30
12	Төсем	1	10	60
13	Термоөтемдеуіш	1	7	30
14	Электрод	1	2	10
15	Электрод	1	2	10
16	Қалып	1	2	10
18	Төлке	1	7	30
20	Төсем	1	10	60

6-кесте

РЭС-106 сериялы будағы тұздар мөлшерінің индикаторы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жоғарғы дроссель	1	3	12
2	Дроссель	1	3	12
3	Елек	1	3	11
4	Төменгі оқшаулағыш	1	2	10
5	Жоғарғы оқшаулағыш	1	2	10

7-кесте

П-201 типті өнеркәсіптік түрлендіргіш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	ТКР-3 қол термоөтемдеуіші	1	-	2

8-кесте

рН-261 және рН-261Н сериялы өнеркәсіптік түрлендіргіштер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	ВПВ діріл түрлендіргіші	1	2	10

Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 4-қосымша

Екінші аспаптардың қосалқы бөлшектері шығысының нормалары

1-кесте

КСМ1 типті теңдестірілген көпірлер, КСП1 типті потенциометр және КСД1 және КСУ1 типті аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сигнал беретін екі түйіспелік құрылғы	1	2	10
2	Сигнал беретін үш түйіспелік құрылғы	1	10	40
3	ҚБ-ға арналған реостатты құрылғы	1	1	5
4	Реостатты бергіш	1	1	5
5	Индукциялық шарғы	1	2	10
6	Түйіспесі бар серіппе	3	1	5
7	Түйіспесі бар серіппе	4	2	10
8	Желілік бағдартқыш	1	2	10
9	Желілік-квадраттық бағдартқыш	1	5	10
10	Баспа	1	3	15
11	Дифтрансформатор блогы	1	2	10
12	Жиынтықтағы барабан	1	2	10
13	Белдік	1	2	5
14	Жиынтықтағы күймеше	1	2	10
15	Тісті доңғалақ	1	2	10
16	Жиналған қақпақ	1	1	5
17	Кронштейн	1	1	5
18	Фиксатор	3	1	5
19	Жиналған құрсау	3	2	10
20	Храповигі бар білік	1	2	10
21	Серіппе	1	2	10
22	Жиынтықтағы бәсеңдеткіш	1	2	10
23	Шығыршық	4	5	20
24	Сояуыштары бар өзек темір	1	2	10

2-кесте

КПМ1 теңдестірілген көпірлері, КПП1 потенциометрі және КПД1 және КПУ1 аспаптары

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сигнал беретін екі түйіспелік құрылғы	1	2	10
2	Сигнал беретін үш түйіспелік құрылғы	1	2	10
3	ҚБ-ға арналған реостатты құрылғы	1	1	5
4	Реостатты бергіш	1	1	5
5	Индукциялық шарғы	1	1	5
6	Түйіспесі бар серіппе	4	4	10
7	Желілік бағдартқыш	1	2	10
8	Желілік-квадраттық бағдартқыш	1	2	10
9	Жиынтықтағы барабан	1	2	10
10	Белдік	1	1	5
11	Тісті доңғалақ	1	2	10
12	Жиналған қақпақ	1	1	5
13	Кронштейн	1	1	5
14	Фиксатор	3	2	10
15	Жиналған құрсау	3	2	10
16	Храповигі бар білік	1	2	10
17	Серіппе	1	2	10
18	Шығыршық	4	5	20
19	Сояуыштары бар өзек темір	1	2	10
20	Жиынтықтағы меңзер	1	2	10

3-кесте

КСМ2 өздігінен жазатын теңдестірілген көпірлері, КСП2 өздігінен жазатын потенциометрі және КСД2 және КСУ2 типті автоматты көрсетуші тіркейтін бір арналы аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Гильза	1	1	7
2	Кронштейн	1	-	2
3	Баспа құрсау	1	2	7
4	Білікше	1	3	12
5	Төлке	1	1	7
6	Ысырма	1	2	10
7	Тоқтатқыш тығырық	3	3	12
8	Коммутациясы бар УДФ екі арналы күшейткіші	3	4	21
9	Өлшеу схемасы бар тақта	2	3	14
10	Жиналған құрсау	1	1	5
11	Бәсеңдеткіш	1	-	2
12	Жалғастырғыш	1	-	2
13	Баспа күймеше	1	2	9
14	Білікшесі бар құрсау	1	2	9
15	Баспа	1	5	20
16	Төлкелері бар кронштейн	1	2	12
17	Кронштейн	1	2	12
18	Белбеу-тегермеш	1	3	12
19	Гильза	1	1	7
20	Тісті доңғалақ	1	1	9
21	Храповигі бар Z-43 тісті доңғалағы	1	3	11
22	Z-40, М-0,5 храповигі бар Z-43 тісті доңғалағы	1	3	11
23	Z-30 тісті доңғалағы, M-0,5	1	3	11
24	Z-45 тісті доңғалағы, М-0,5	1	3	11
25	Төлкесі бар иінтірек	1	2	10
26	Иінтірек	1	2	10
27	Бағдартқыш	1	2	10
28	Қозғалтқыш	1	2	10
29	Қозғалтқыш	1	1	7
30	Өтемақылы шарғы	1	1	7
31	Гильза	1	1	7
32	Реохорд	2	2	14
33	Баспасы бар күймеше	1	2	8
34	Тік тісті цилиндрлі доңғалақ	1	-	1
35	Түйіспелік топ	1	1	3
36	Төсем	2	4	12
37	Серіппе	2	4	15
38	Түйіспесі бар серіппе	1	4	12
39	Бәсеңдеткіш	1	1	5
40	Арқан	1	1	3
41	Фиксатор	1	5	20
42	Барабан	1	1	4
43	Сараланған-трансформаторлы блок	1	-	3
44	Төлке	1	-	1
45	Ішпек	1	-	1
46	Білікше	1	-	2
47	Түйіспелік топ	1	1	8
48	Біліктері бао қозғалтқыш	1	-	2
49	Сигнал беру бергіші	1	1	4
50	Қақпақ	1	-	3
51	Z-32 тісті доңғалағы	1	-	1
52	Кілт	1	-	3
53	Баспа күймешесі	1	-	2
54	Шарғы	2	-	6
55	Индукциялық шарғы	1	-	2
56	Қақпақ	1	-	3
57	Шарғының қаңқасы	1	-	1
58	Құрсаулары бар қорап	1	-	3
59	Мезеттік мотор	1	2	10
60	Созылыңқы таспа тетігі	1	1	4
61	Есептік тетік	1	-	2
62	Циферблат негізі	1	-	3
63	Негіз	1	-	2
64	Баспа құрсау	1	1	6
65	Білік	1	-	2
66	Тілімше	1	-	1
67	Төсем	2	10	40
68	Серіппе	8	15	66
69	Ауыстырып-қосқыш	1	1	4
70	Түтігі бар баспа	1	2	10
71	Жетектеме	1	1	5
72	Түйіспесі бар серіппе	1	1	5
73	Шығыршық	1	1	5
74	Қозғалтқышы бар бәсеңдеткіш	1	-	2
75	Бәсеңдеткіш	1	-	2
76	Реохорд	3	3	18
77	Тұтқа	1	-	2
78	Меңзер	2	-	6
79	Реохорд шиыршығы	1	1	6
80	Сояуыштары бар өзек темір	1	-	3
81	Тоқжолы	1	1	4
82	Бұрыштық	2	-	4
83	Тыс	1	-	3
84	Тығырық	1	5	20

4-кесте

KBM1 типті автоматты теңдестірілген көпірлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	УПД2-04 жартылай өткізгішті күшейткіші	1	1	4
2	Тақта	2	2	12
3	Білікшесі бар қозғалтқыш	1	2	10
4	Біріздендірілген бергіш	1	1	5
5	Циферблат	4	-	4
6	Қақпақ	1	-	2
7	Серіппе	1	-	1
8	Ауыстырып-қосқыш	1	-	2
9	Ауыстырып-қосқыш	1	-	2
10	Реохорд	1	-	2
11	Негіз	2	-	2
12	Шыны	1	1	5
13	Серіппе	1	-	1
14	Диск	1	1	5
15	Серіппе	1	1	6
16	Кілт	1	-	1

5-кесте

КВП1 автоматты потенциометрі және КВУ1 бейне типті автоматты өлшеу аспабы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағым-дағы	күрделі
1	ИПСЗ-01 тұрақтандырылған қуат беру көзі	1	1	5
2	УПД1-03, УПД1-04 күшейткіші	1	1	4
3	Тақта	2	2	12
4	Білікшесі бар қозғалтқыш	1	2	10
5	Біріздендірілген бергіш	1	1	5
6	Циферблат	2	-	2
8	Қақпақ	1	-	2
9	Серіппе	1	-	1
10	Ауыстырып-қосқыш	2	-	4
11	Циферблат	2	-	2
12	Шыны	1	1	5
13	Серіппе	1	-	1
14	Кілт	1	-	1
15	Реохорд	1	-	2
16	Негіз	2	-	2
17	Диск	1	1	5
18	Серіппе	1	1	6

6-кесте

Реостатты бергіші немесе қосымша құрылғысы бар КВД1 типті сигнал беретін көрсетуші аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	УПДЗ-01 жартылай өткізгішті күшейткіші	1	1	4
2	Білікшесі бар қозғалтқыш	1	2	10
3	Біріздендірілген бергіш	1	1	5
4	Блок	1	-	2
5	Циферблат	2	-	2
6	Конденсаторлары бар тақта	1	1	5
7	Қақпақ	1	-	8
8	Серіппе	2	-	1
9	Негіз	2	-	2
10	Циферблат	2	-	2
11	Шыны	1	-	5
12	Серіппе	1	-	1
13	Диск	1	1	5
14	Кілт	1	-	1

7-кесте

КСМ4 типті теңдестірілген көпір

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескер-ту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Реохорд	2	3	10
2	Жиналған реохорд	2	3	10
3	Тақтайшасы бар негіз	2	-	1
4	Түйіспесі бар серіппе	1	3	10
5	Секторлары бар құрсау	1	3	10
6	Нысанасы бар ұстағыш	3	-	6
7	УЭД2-03 қосалқы бөлшектері бар күшейткіші	1	5	20
8	Қосалқы бөлшектері бар күшейткіш	1	5	20
9	Дәл сол У2М-02	1	5	20
10	СД54 синхронды қозғалтқышы	2	4	20
11	Білігі бар РД-09А қозғалтқышы	3	6	30
13	Тісті доңғалақ	4	4	12
14	Шығыршық	1	1	1
15	Шығыршығы бар қалқанша	2	-	2
16	Арқан	1	2	8
17	Қалқанша	1	50	200

8-кесте

КСП4 типті потенциометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Реохорд	7	7	35
2	Тақтайшасы бар негіз (ток өткізу шиыршығы)	1	-	1
3	Тақтайшасы бар негіз (100% бергіш үшін)	2	-	1
4	Түйіспесі бар серіппе	1	3	10
5	Секторлары бар құрсау	1	2	10
6	Нысанасы бар ұстағыш	4	-	8
7	УЭД1-03 қосалқы бөлшектері бар күшейткіші	1	5	20
8	Қосалқы бөлшектері бар күшейткіш	1	5	20
9	У1М-02 қосалқы бөлшектері бар күшейткіші	1	5	20
10	СД54 синхронды қозғалтқышы	2	4	20
11	Білігі бар РД-09А қозғалтқышы	3	6	30
12	Тісті доңғалақ	4	4	12
13	Шығыршық	1	-	1
14	Шығыршығы бар қалқанша	2	-	2
15	Арқан	1	2	8
16	Қалқанша	2	50	100

9-кесте

КСУ4 типті автоматты көрсетуші тіркейтін аспап

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Реохорд	1	1	5
2	Жиналған реохорд	2	2	10
3	Тақтайшасы бар негіз	2	-	1
4	Түйіспесі бар серіппе	1	-	2
5	Секторлары бар құрсау	1	3	10
6	Нысанасы бар ұстағыш	3	-	6
7	УЭД1-03 қосалқы бөлшектері бар күшейткіші	1	5	20
8	Қосалқы бөлшектері бар күшейткіш	1	5	20
9	Дәл сол У1М-02	1	5	20
10	СД54 синхронды қозғалтқышы	2	4	20
11	Білігі бар РД-09А қозғалтқышы	3	6	30
12	Тісті доңғалақ	4	4	12
13	Шығыршық	1	-	1
14	Шығыршығы бар қалқанша	2	-	2
15	Арқан	1	2	8

10-кесте

КСМЗ типті теңдестірілген көпір, КСПЗ және КСУЗ типті автоматты потенциометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Байламы бар қаңқа	1	-	2
2	10% реостатты бергіш	1	-	2
3	Тақта	1	-	2
4	ППК-1 қайта өткізу клапанының приставкасы	1	-	1
5	Түйіспелік бергіш	1	-	2
6	Клеммалы қалып	2	-	1
7	Жиынтықтағы меңзер	1	-	1
8	Диаграмма жетегі	1	-	1
9	Баспа	1	4	15
10	Диаграмма ұстағышы	1	-	1
11	Арнайы тығырық	1	1	5
12	Клеммалы қалып	3	-	1
13	Ауыспалы кедергі	1	-	2
14	Бұрауы жоқ жиынтықтағы өлшеу блогы	4	8	24	кспз-п
15	Бұрауы жоқ жиынтықтағы өлшеу блогы	1	2	6	КСУЗ
16	Шәкіл	1	-	1
17	Бұрауы жоқ сигнал беру құрылғысы	1	2	10
18	Бұрауы жоқ тақта	3	-	9	КСПЗ-П
19	Қозғалтқыш	1	1	5	КСПЗ-П
20	Бұрауы жоқ тақта	1	-	3	КСУЗ
21	Жиынтықтағы реохорд	1	1	5
22	Қозғалтқыш	2	2	10
23	Сигнал беру блогы	1	1	5
24	Баллон	1	-	3
25	Гильза	2	2	8
26	Қуат беру трансформаторы	1	2	10
27	Жазу құрылғысы	1	2	10
28	Түйіеспені ұстағыш	2	4	16
29	ППР-1М приставкасы	1	1	4
30	Трансформатор	3	6	30
31	Дифтрансформатор торабы	1	2	8
32	Жиынтықтағы реохорд (СПДБ-20М)	1	1	5
33	Қозғалтқыш	1	1	5

11-кесте

МС және МСР өздігінен жазатын теңдестірілген көпірлері, ПС және ПСР өздігінен жазатын потенциометрлері, ДС және ДСР типті өздігінен жазушы аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Бәсеңдеткіш	1	2	5
2	Тісті доңғалақ	18	-	8
3	Бәсеңдеткіш	1	2	5
4	Доңғалақ	1	-	1
4	Қиғаш тісті Z-16, m-0,5 тісті доңғалағы	1	-	1
5	Бұрамдық	1	-	1
6	Бұрамдықты доңғалағы бар тегершік	1	-	1
7	Тік тісті цилиндрлі доңғалақтар	2	-	1
8	Тісті доңғалақтары бар жиналған тақта	1	-	1
9	Тісті доңғалағы бар жиналған төлке	1	-	1
10	Төлкесі бар жиналған тісті доңғалақ	2	-	2
11	Баспа күймеше	1	-	5
12	Тісті доңғалағы бар храповик	2	-	2
13	Төлкесі бар шүріппе	1	-	1
14	Жиналған құрсау	1	-	1
15	Бейінді диск	1	-	1
16	Ауыстырып-қосқыш	1	-	2
17	Жиналған тілімше	1	-	1
18	Қалпақшасы бар тісті доңғалақ	1	-	1
19	Ауыстырып-қосқыш тетік	1	-	2
20	Білігі бар шүріппе	2	-	2
21	Серіппе	3	-	3
22	Кронштейні бар жиналған бугель	1	-	1
23	Индукциялық шарғы	2	-	4
24	Жиналған өзек темір	1	-	1
25	Жиналған иінтірек	1	-	1
	Сырығы бар өзек темір	1	-	1
26	Шарғы собранная индукционная	1	-	2
27	Сырығы бар өзек темір	1	-	1
28	Индукциялық шарғы	1	-	2
29	Жиналған бағдартқыш	2	-	2	ДС, ДСР
30	Жиналған тісті доңғалақ	8	-	8
31	Жиналған түйіспелік топ	7	-	3
32	Жиналған диск	5	-	3
33	Дискі бар жиналған төлке	1	-	1
34	Жиналған шығыршық	2	-	2
35	Бағыттауыш	2	-	2
36	Сілтеуіш	3	-	3
37	Тұтқасы бар жиналған иінтірек	1	-	1
38	Жиналған реостат	2	-	3
39	Байламы бар тілімше	2	-	4
40	Түйіспе	1	-	1
41	Жиналған түйіспелік шығыршық	1	-	1
42	Жиналған иінтірек	1	-	1
43	Реостат шиыршығы	1	-	1
44	Жиналған реостат	1	-	2
45	Шығыршық	1	-	1	ДС, ДСР
46	Мойынтірегі бар төлке	1	-	1
47	Жиналған жартылай сақина	1	-	1
48	Мойынтірегі бар жиналған шығыршық	1	-	1
49	Электромагнит	1	-	1	ДС, дср
50	Серіппе	1	-	1
51	Иінтірек	2	-	2
52	Иінағаш	1	-	1
53	Жиналған сақиналар	2	-	1
54	Жиналған есептеуіш	1	-	1	ДС, ДСР
55	Тісті доңғалақтары бар тақта	1	-	1	ДС, ДСР
56	Білігі бар тісті доңғалақ	1	-	1
57	Доңғалағы бар жиналған кронштейн	1	-	1	ДС, ДСР
58	Тісті доңғалақ	1	-	1
59	Жиналған қалып	1	-	1
60	Жиналған түйіспелік серіппе	1	-	1
61	Түйіспелік серіппесі бар бұрыштық	1	-	1
62	Түзеткіш блогы	1	-	1
63	Шарғылары бар панель	1	2	8	ПС
64	Шарғылары бар панель	1	2	8	МС
65	Шақтау шарғысы	2	-	3
66	Шарғы	10	1	5
67	Ұстағышы бар иінтірек	1	-	1
68	Жиналған реохорд	1	1	5
69	Реохорд шиыршығы	2	-	4
70	Реохорд негізі	1	-	1
71	Байламы бар шарғы	4	1	5
72	Шығыршық	1	-	1
73	Жиналған білік	1	-	1
74	Білік	1	-	1
75	Қиғаш тісті доңғалақ	1	-	1
76	Шығыршық	1	-	1
77	Тіреуіш	1	-	1
78	Жазу күймешесі	1	1	5
79	Жиналған ұстағыш	1	-	1
80	Түтік	1	-	1
81	Серіппе	1	-	1
82	Құлыптың арқауы	1	-	1
83	Үстемесі бар сомын	1	-	1
84	Серіппе	1	-	1
85	Кілт	1	2	10
86	Шарғы	1	1	5
87	Төлкесі бар шүріппе	1	1	3
88	Храповик	1	1	4
89	Төлке	1	-	3	ДС, ДСР
90	Z-20, m-0,6 тісті доңғалағы	1	-	2	ДС, ДСР
91	Квадраттық бағдартқыш	1	1	3	ДС, ДСР
91	Бірқалыпты бағдартқыш	1	1	3	ДС, ДСР
93	Жиналған қаптама	1	-	2	ДС, ДСР
94	Жиналған тақта	1	-	3	ДС, ДСР
95	Байламы бар тілімше	1	-	2	ДС, ДСР

12-кесте

МПР4 типті көрсетуші теңдестірілген көпір

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	Күш беретін трансформатор	1	2	10
2	Кіру трансформаторы	1	2	8
3	Электрондық күшейткіш	1	2	8
4	Жиналған реохорд	2	6	24
5	Rм кедергісі	1	-	9
6	Жиналған түйіспелік топ	3	9	30
7	Түйіспесі бар серіппе	1	2	8
8	Шарғылардың жинақтамасы бар тақта	1	-	10
9	Шәкіл	1	-	12
10	Жиналған түйіспелік топ	1	2	5

13-кесте

ППР4 типті көрсетуші автоматты потенциометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күш беретін трансформатор	1	2	10
2	Кіру трансформаторы	1	2	8
3	Электрондық күшейткіш	1	2	8
4	ИПС-148П қуат беру көзі	1	2	8
5	Жиналған реохорд	1	3	11
6	Rм өтемақылы кедергісі	1	-	9
7	Жиналған реохорд	1	4	12
8	Жиналған түйіспелік топ	14	8	40
11	Түйіспесі бар серіппе	1	2	10
12	Шарғылардың жинақтамасы бар тақта	1	2	10
13	Шәкіл	1	2	12

14-кесте

MП-4K типті көрсетуші автоматты көпір

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күш беретін трансформатор	1	1	10
2	Кіру трансформаторы	1	2	8
3	Түйіспесі бар серіппе	1	4	15
4	Шарғылардың жинақтамасы бар тақта	1	-	10
5	Шәкіл	1	-	12
6	Электрондық күшейткіш	1	-	8

15-кесте

M1740 типті миллиамперметр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жақтау	1	-	3
2	Серіппе	8	-	14
3	Жиектеме	4	-	5
4	Кергі	4	-	8

16-кесте

Ш4500 және Ш4501 типті милливольтметрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	Өлшеу тетігі	1	2	10
2	Жылжымалы жүйе	1	2	10
3	КТ элементі	1	3	12	Ш4500
4	Қаңқа	1	-	8	Ш4500
5	Төсем	1	24	100	Ш4500
6	Төсем	1	10	40	Ш4500
7	РУ элементі	1	4	20	Ш4501
8	СТ элементі	1	5	22	Ш4501

17-кесте

Ш69000 және Ш69006 типті логометрлер

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Өлшеу тетігі	1	2	10
2	Жылжымалы жүйе	1	2	10
3	6 нүктеге арналған түйіспелік панель	2	6	26
5	8 нүктеге арналған түйіспелік панель	2	6	24
6	Қақпақ	2	2	12
7	МН элементі	1	3	12	Ш69006

18-кесте

ПП-63 типті тұрақты тоқты потенциометр

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Реостат	2	-	2
2	Реохорд	1	-	1
3	Секцияланған ауыстырып-қосқыш	1	1	1
4	Клемма	1	-	1
5	ТП1-2 тумблері	1	-	1
6	TB2-1 тумблері	1	-	1

19-кесте

ВМД типті түкті ауыстырып-қосқышы бар көпнүктелі бақылау аспаптары

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сараланған трансформатор торабы	2	15	20	ВМД4864 ВМД4862
2	Сараланған трансформатор торабы	1	10	50	ВМД4882
3	Күшейткіш УП 4866	1	10	40	ВМД4862 ВМД4864
4	Бағдартқыш бүрмесі	1	3	15	ВМД4864
5	Бағдартқыш бүрмесі	1	7	30	ВМД4882
6	Шәкіл	1	2	7
7	Трансформатор	2	4	20	ВМД4882
8	Сигнал беру құрылғысы	1	2	10	ВМД4882
9	Желілік бағдартқыш	1	25	100	ВМД4882
10	Квадраттық бағдартқыш	1	25	100	ВМД4882
11	Шәкіл	1	25	100	ВМД4882
12	Күшейткіш	1	25	100	ВМД4882
13	Трансформатор бүрмесі	1	25	100	ВМД4882
14	Бағдартқыш бүрмесі	1	25	100	ВМД4882
15	Иінтіректі жүйесі бар сараланған трансформатор бүрмесі	1	25	100	ВМД4882
16	Сигнал беру құрылғысы	1	25	100	ВМД4882
17	Сараланған трансформатор торабы	1	25	100	ВМД4882

20-кесте

ДПР4 өлшеу аспабы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күш беретін трансформатор	1	2	10
2	Кіру трансформаторы	1	1	8
3	Индукциялық шарғы	2	4	20
4	Жиналған реохорд	1	3	12
5	Түйіспесі бар серіппе	1	3	15
6	Жиналған түйіспелік топ	12	8	35
7	Бағдартқыш төлкесі бар	2	3	15
8	Шәкіл	1	3	12
9	Электрондық күшейткіш	2	4	14

21-кесте

ПВФС1, ВФС1 және ВФП1 типті ферродинамикалық аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Баспасы бар кіші бак	1	4	15
2	Тісті доңғалақтар блогы	4	-	12
3	Төлкесі бар тісті доңғалақ	1	-	3
4	Тісті доңғалақ	4	4	12
5	Тісті доңғалақтар блогы	7	-	21
6	Тегершік	1	1	3
7	Желілік сызбаүлгі	2	-	3
8	Түбір шығаратын сызбаүлгі	2	-	3
9	Трансформатор	1	-	3
10	Д32-П2 конденсаторлы қозғалтқышы	1	7	30
11	ДСМ-2-П-320 микросинхронды қозғалтқышы	1	10	40
12	4УНФ1 күшейткіші	1	-	3
13	НСМ9-60 шамы	1	7	30
14	ПП пневматикалық түрлендіргіші	1	-	3
15	ПФ ферродинамикалық түрлендіргіші	2	-	3
16	ПГ жиілік түрлендіргіші	1	-	3
17	УПМ-ДРЧ күшейткіші	1	5	20

Жылу электр станцияларындағы жылу автоматикасы және өлшеу құралдарын күрделі жөндеуге арналған қосалқы бөлшектер шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 5-қосымша

Технологиялық процестерді реттеу аспаптары мен құрылғыларына қосалқы бөлшектер шығысының нормалары

1-кесте

Р25 типті реттеуші аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	P-012 қосалқы блогы	1	-	3
2	P-013 қосалқы блогы	1	-	3	Р25.3
3	Трансформатор	1	-	3	Р25.3
4	P-011 қосалқы блогы	1	-	3
5	Трансформатор	2	-	4

2-кесте

K15 типті түзетуші аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	3	-	6
2	P-012 қосалқы блогы	1	-	3
3	P-015 қосалқы блогы	1	-	3
4	P-013 қосалқы блогы	1	-	3	K15.3

3-кесте

K16 типті түзетуші аспап

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	1	-	2
2	Ф-016 қосалқы блогы	1	-	3
3	Трансформатор	1	-	2
4	P-012 қосалқы блогы	1	-	3
5	P-013 қосалқы блогы	1	-	3	K16.3

4-кесте

К26 типті түзетуші аспап

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	P-012 қосалқы блогы	1	-	3	К26.2
2	P-013 қосалқы блогы	1	-	3	К26.3
3	Трансформатор	1	-	3
4	Ф026 қосалқы блогы	1	-	3

5-кесте

P21 типті релелік реттеуші блок

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	УВ-41 күшейткіш модулі	1	-	4
2	УР-2 тұрақты тоқ күшейткіші	1	-	4
3	Трансформатор	1	-	2
4	Ауыстырып-қосқыш	8	-	16
5	Күшейткіш модулі	1	-	4

6-кесте

P12 типті аналогты реттеуші блок

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	УВ-21 күшейткіш модулі	1	-	4
2	УВ-22 күшейткіш модулі	1	-	4
3	Ауыстырып-қосқыш	4	-	8
4	Күшейткіш модулі	1	-	4
5	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3
6	Күшейткіш модулі	1	-	4

7-кесте

Р33 типті импульсатор

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күшейткіш модулі	1	-	4
2	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

8-кесте

ИО4 типті тоқ сигналдарына арналған өлшеу блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МГ-2 генератор модулі	1	-	2
2	Трансформатор	2	-	4
3	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

9-кесте

А04 типті тоқ сигналдарын жинақтау блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күшейткіш модулі	1	-	4
2	МП-04 түрлендіргіш модулі	2	-	2
3	МГ-2 генератор модулі	1	-	2
4	Трансформатор	1	-	2
5	Ауыстырып-қосқыш	1	-	2
6	Күшейткіш модулі	1	-	4
7	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3
8	МП-04 түрлендіргіш модулі	1	-	2
9	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

10-кесте

A31, А32 және А33 типті блоктар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күшейткіш модулі	2	-	4
2	К-1 компараторының модулі	1	-	3
3	Трансформатор	1	-	2
4	Күшейткіш модулі	2	-	4
5	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

11-кесте

Н02 типті шектеу блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күшейткіш модулі	1	-	4
2	Күшейткіш модулі	1	-	4
3	Күшейткіш модулі	1	-	4
4	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

12-кесте

Д01 типті саралау блогы және Д03 типті динамикалық түрдендіру блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	Күшейткіш модулі	1	-	4	Д01
2	Ауыстырып-қосқыш	2	-	4	Д01
3	Күшейткіш модулі	1		4	Д01, Д03
4	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3	Д01
5	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3	Д03

13-кесте

Л02 типті аналогты-релелік түрлендіргіш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күшейткіш модулі	1	-	4
2	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

14-кесте

B-21 типті келісуші приставкалардың блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МСП-1 келісуші приставкалардың модулі	3	-	2

15-кесте

БСГ-Ш, П типті сигнал беру блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MCM1-2 модулі	2	-	5
2	MCH1 модулі	1	-	5
3	МДФ4 модулі	1	-	5
4	МНО2 модулі	1	-	5
5	MHO1 модулі	1	-	19
6	БМ2 блогы	2	-	3
7	БМ3 блогы	2	-	3
8	БМ6 блогы	2	-	3
9	Бірполюсті штепсельдің айыры	1	-	2
10	Трансформатор	1	-	1

16-кесте

БВО-Ш, П типті есептеу операцияларының блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MCM1-2 модулі	1	-	5
2	МВО модулі	1	-	5
3	MCH1 модулі	1	-	5
4	МИП1 модулі	1	-	6
5	БМ1 блогы	1	-	3
6	БМ3 блогы	3	-	3
7	БМ4 блогы	1	-	3

17-кесте

БСЛ-Ш, П типті селекциялау блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MCM1-2 модулі	3	-	5
2	МСГ модулі	1	-	5
3	MCH1 модулі	1	-	5
4	МСМ2-3 модулі	1	-	5
5	БМ1 блогы	4	-	3
6	БМ3 блогы	4	-	3

18-кесте

БНП-Ш, П типті желілік емес түрлендіру блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MСM1-3 модулі	3	-	5
2	MCМ2-2 модулі	1	-	5
3	MCH1 модулі	1	-	5
4	БМ3 блогы	1	-	3
5	БМ4 блогы	7	-	3

19-кесте

БПИ-Ш, П типті дәл интеграциялау блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MHЧ1 модулі	1	-	14
2	МДЧ модулі	1	-	5
3	МЦА модулі	1	-	5
4	МСН2 модулі	1	-	5
5	МЛУ1 модулі	1	-	5
6	МПС модулі	1	-	5
7	МРС модулі	1	-	5
8	БМ2 блогы	2	-	3

20-кесте

РБИ1-Ш, П типті импульстік реттеуші блок

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана.	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МРИ модулі	1	-	43
2	MHO1 модулі	1	-	12
3	MПB1 модулі	1	-	5
4	MCH1 модулі	1	-	5
5	БМ3 блогы	2	-	3
6	МНО-3 модулі	1	-	3
7	МУМ1 модулі	1	-	3

20-кесте

РБИ2-Ш, П типті импульстік реттеуші блок

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MCH1 модулі	1	-	5
2	МРИ модулі	1	-	43
3	MHO1 модулі	1	-	19
4	МАП-Д модулі	1	-	90
5	БМ3 блогы	3	-	3
6	МПВ-1 модулі	1	-	3

21-кесте

РБА-Ш, П типті аналогты реттеу блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МРА модулі	1	-	5
2	MCH1 модулі	1	-	5
3	МПР модулі	1	-	10
4	МКД модулі	1	-	10
5	MKP1 модулі	1	-	3
6	МОС модулі	1	-	5
7	БМ2 блогы	2	-	3
8	БМ3 блогы	1	-	3
9	МИП-2 модулі	1	-	3

22-кесте

БКР1-Ш, П типті кондуктивтік бөлу және жинақтау блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	MKP1 модулі	1	-	3
2	МПР модулі	1	-	10
3	MCH1 модулі	1	-	5
4	МДФ3 модулі	1	-	5
5	БМ3 блогы	2	-	3
6	MCM1-2 модулі	1	-	5

23-кесте

БКР2-Ш, П типті екі арналы кондуктивтік бөлу блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МКР2 модулі	2	-	10
2	МПР модулі	2	-	10
3	MCH1 модулі	1	-	5
4	МДФ2 модулі	1	-	8

24-кесте

БКРЗ-Ш, П типті екі шекті сигнал беруі бар кондуктивтік бөлу блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МКР2 модулі	1	-	3
2	МПР модулі	1	-	10
3	MCH1 модулі	1	-	5
4	МДФ3 модулі	1	-	5
5	МНО2 модулі	1	-	19
6	БМ2 блогы	2	-	3

25-кесте

БСЛ-04 типті төрт тоқ сигналын салыстыру блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МПР модулі	4	-	10
2	MCH1 модулі	1	-	5
3	МКР2 модулі	4	-	10
4	МДФ1 модулі	1	-	5
5	МСМ4 модулі	1	-	5
6	МСГ модулі	1	-	5
7	БМ4 блогы	4	-	3
8	БМ7 блогы	4	-	3

26-кесте

БНП-04 типті желілік емес түрлендіру блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МДФ3 модулі	1	-	5
2	MCM1-3 модулі	3	-	5
3	МСМ2 модулі	1	-	6
4	МKP1 модулі	1	-	3
5	MCH1 модулі	1	-	5
6	МПР модулі	1	-	10
7	МИП1-1 модулі	1	-	6
8	БМ4 блогы	7	-	6

27-кесте

БДП-Ш, П типті динамикалық түрлендіру блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	МН4-2 модулі	1	-	5
2	МЛУ1 модулі	1	-	5
3	МСН2 модулі	1	-	5
4	МД4 модулі	1	-	5
5	MРC модулі	1	-	5
6	МПВ2 модулі	1	-	5
7	МЦА модулі	1	-	5
8	БМ1 блогы	1	-	3
9	БМ2 блогы	2	-	3
10	БМ3 блогы	2	-	3

28-кесте

РП-2 типті реттеуші құрылғы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күшейткіш блогы	1	-	1
2	Триггер блогы	1	-	1
3	Қуат беру блогы	1	-	1
4	Кері байланыс блогы	1	-	1

29-кесте

РПИБ және КПИ типті реттеуші және түзетуші аспаптар

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Магнитті күшейткіш	1	-	2	РПИБ-Т, ТПИБ-Т2, КПИ-Т, КПИ-Т2
2	Электрондық блок	1	-	2	РПИБ (барлық модификация-лар)
3	Іске қосу торабы	1	-	1	Дәл сол
4	И-С-62 өлшеу блогы	1	-	2	КПИ-С, РПИБ-С
5	И-2С-62 өлшеу блогы	1	-	2	КПИ-2С, РПИБ-2С
6	И-Т-62 өлшеу блогы	1	-	2	КПИ-Т, РПИБ-Т
7	И-Т2-62 өлшеу блогы	1	-	2	КПИ-T2, РПИБ-Т2
8	И-III-62 өлшеу блогы	1	-	2	КПИ-III, РПИБ-III
9	И-IV-62 өлшеу блогы	1	-	2	КПИ-IV, РПИБ-IV
10	Трансформатор	1	1	5	РПИБ (барлық модификация-лар)
11	Трансформатор	1	1	5	РПИБ-IIIИ
12	Трансформатор	1	1	6	РПИБ (барлық модификация-лар)
13	Күш беретін трансформатор	1	1	5	КПИ-III, РПИБ-III
14	Күш беретін трансформатор	1	2	7	КПИ-С, РПИБ-С
15	Күш беретін трансформатор	1	2	7	КПИ-IV ф, РПИБ-IV ф
16	Күш беретін трансформатор	1	2	10	КПИ-С, РПИБ-С
17	Күш беретін трансформатор	1	2	10	КПИ-IV, РПИБ-IV
18	Күш беретін трансформатор	1	2	7	КПИ-Т, РПИБ-Т
19	Күш беретін трансформатор	1	1	5	КПИ-Т2, РПИБ-Т2
20	Күш беретін трансформатор	1	2	10	КПИ (барлық модификация-лар)
21	Шығу трансформаторы	1	2	9	КПИ (барлық модификация-лар)
22	Күш беретін трансформатор	1	2	10	КПИ (барлық модификация-лар)
23	Келісуші трансформатор	1	2	7	КПИ-III, РПИБ-IV, РПИБ-IIIИ
24	Кері байланыс трансформаторы	1	2	7	РПИБ (барлық модификация-лар)
25	Күш беретін трансформатор	1	2	10
26	Магнитті күшейткіш	1	-	2	РПИБ-Т, КПИ-Т
27	Келісуші трансформатор	1	2	7
28	Корпус	1	-	2	КПИ, РПИБ
29	Қалып	1	3	15	РПИБ
30	Дроссель	1	2	7	РПИБ-Т, КПИ-Т

30-кесте

ДЛ-Т, ДЛ-П типті шам дифференциаторы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күш беретін трансформатор	1	-	12	ДЛ-т
2	Магнитті күшейткіш	1	-	17	Дл-т
3	Корпус	1	-	6
4	Таңбалық қалыбы	1	-	3	ДЛ-п

31-кесте

ЗУ-11 типті тапсырғыш құрылғы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Тұтқа	1	-	4
2	Беттік панель	1	-	5
3	Қаптама	1	-	3
4	Тапсырғыш құрылғы	1	-	2

32-кесте

ЗУ-05 типті тоқты тапсырғыш құрылғы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	1	-	2
2	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

33-кесте

РП-63 типті сигналдарды көбейткіш және СП-63 типті сигналдардың сумматоры

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күш беретін трансформатор	1	-	12	РП-63
2	Шығу трансформаторы	1	-	13	РП-63
3	Күш беретін трансформатор	1	-	13	СП-63
4	Шығу трансформаторы	1	-	11	СП-63
5	Корпус	1	-	5
6	Таңбалық қалыбы	1	-	3	СП-63

34-кесте

ИП жай-күй индикаторы және ИПУ біріздендірілген жай-күй индикаторы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Күш беретін трансформатор	1	-	3
2	Қаптама	1	-	5

35-кесте

БУ12 типті аналогты реттеуіштің басқару блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	1	-	2
2	Қуат беру көзінің модулі	1	-	3

36-кесте

БУ21 типті релелік реттеуіштің басқару блогы

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	БУ21 релелік реттеуіштің басқару блогы	1	-	3

36-кесте

МЭО-25/100 типті атқарушы тетік

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	ШРМ типті шағын бәсеңдеткішке қарнақ	1	2	7
2	Дифтрансформаторлы датчигі бар басқару аспабы	1	2	6
3	Потенциометр	1	1	5
4	Қалып	1	2	8
5	Бұрамдықты доңғалақ	1	2	8
6	Айқастырма	1	1	5
7	Трансформатор	1	-	2
8	Саңылау	1	2	6
9	Бұрамдықты доңғалақ	1	2	6
10	Түйіспелік сырық	2	4	12
11	Қалып	1	2	8
12	Оқшаулағыш тақтайша	1	2	8
13	Иінтірек	1	2	6
14	Жетектеме	1	1	5
15	Бұрамдық	1	2	8
16	Белдік	2	4	12
17	Диск	1	2	5
18	Сермер	1	1	4
19	Тірек тығырық	1	2	8

37-кесте

МЭО-63/100 типті атқарушы тетік

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Дифтрансформаторлы датчигі бар басқару аспабы	1	2	6
2	Потенциометр	1	1	5
3	Қалып	1	2	8
4	Бұрамдықты доңғалақ	1	2	6
5	Түйіспелік сырық	2	3	12
6	Қалып	1	2	10
7	Оқшаулағыш тақтайша	2	2	8
8	Айқастырма	1	1	5
9	Иінтірек	1	2	6
10	Жалғастырғыш	1	1	5
11	Бұрамдықты доңғалақ	1	2	8
12	Трансформатор	1	-	2
13	Жетектеме	1	1	5
14	Белдік	1	2	6
15	Бұрамдық	2	4	16

38-кесте

ПМЕ-200 сериялы қосқыш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жылжымалы түйіспе	6	28	112	Реверсивтілер үшін
2	Түйіспелік шағын көпір	3	40	162	Реверсивтілер үшін
3	Шарғы	1	9	34	127 B, 220 В

39-кесте

ПАЕ-411 типті қосқыш

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Суыртпа шарғы	1	25	100
2	Жылжымалы негізгі түйіспе	3	75	300
1	Жылжымайтын негізгі түйіспе	6	150	600
2	2 көпірлі блок-приставка	1	25	100
3	3 көпірлі блок-приставка	1	25	100
4	Негізгі түйіспелердің серіппесі	3	75	300
5	Қайтару серіппесі	1	25	100
6	Зәкір (амортизатор) тіреуіші	1	25	100
7	Төлке	2	50	200

40-кесте

ДРД-1/2 типті қысым релесінің датчигі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон (торап)	1	25	100
2	Серіппе	1	25	100
3	Сомын	1	25	100

41-кесте

ДРД-1/3 типті қысым релесінің датчигі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон (торап)	1	25	100
2	Серіппе	1	25	100
3	Сомын	1	25	100

42-кесте

ДРД-1/05 типті қысым релесінің датчигі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон (торап)	1	25	100
2	Серіппе	1	25	100
3	Сомын	1	25	100

43-кесте

РП-20, РП-40, РП-50 типті ағыс релесінің датчигі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Бағдартқыш	1	1	4
2	Серіппе	1	1	3
3	Түтік	1	8	30

44-кесте

ДН-1000 типті арын датчигі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Жарғақ	1	-	2*
* Норма килограммен берілген.

45-кесте

ПРУ-5М және ПРУ-5СЗГ типті жартылай өткізгіштердің деңгей релесі

Р/с №	Бөлшектің (тораптың) атауы	Бір бұйымдағы бөлшектер саны, дана	Жөндеу кезінде 100 бұйымға шығыс нормасы		Ескерту
			ағымдағы	күрделі
1	2	3	4	5	6
1	Қалтқы	2	2	10
2	Төсем	2	4	12
3	Сақина	3	3	14
4	Таратқыш түрлендіргіш	2	2	6
5	Төсем	1	1	6

Ескерту:

Аспаптардың типтері мен сериялары мынадай шартты белгілерге сәйкес таңбаланады:

1) ТСМ – мыс кедергі термометрі;

2) МЭД – электр сараланған манометрі;

3) ЭКМ – электр түйіспелік манометр;

4) МТС – өздігінен жазатын техникалық манометр;

5) ММЭ – жарғақтық электр манометрі;

6) ДТ – сараланған тартым өлшегіш;

7) ДМ – сараланған манометр;

8) ДММ – жарғақтық сараланған манометр;

9) ДМЭ – шәкілсіз сараланған электр манометрі;

10) ДМЭР – шәкілсіз сараланған электр қол манометрі;

11) ДСЭР – сараланған сильфон электр шығыс өлшеуіші;

12) ДСП – сараланған сильфон көрсетуші;

13) ДСС – сараланған сильфон өздігінен жазатын;

14) ДП – сараланған қалқымалы;

15) ДПМ – сараланған қалқымалы сұйықтықтық;

16) ДКО – сараланған қоңыраулы;

17) КСМ – өздігінен жазушылар кешенінің көпірі;

18) ПРУ – жартылай өткізгіштік деңгей релесі;

19) РП – ағыс релесінің датчигі;

20) ДРД – қысым релесінің датчигі;

21) ТПП ТСМ – манометрлік термометр;

22) ТСМ – манометрлік термометр;

23) НП – өлшеу түрлендіргіші;

24) ОБМ – көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер;

25) ОБВ – көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер;

26) ОБМГ – көрсетуші манометрлер;

27) МОШ – көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер;

28) ВОШ – көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер;

29) МВОШ – көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер;

30) МП – сигнал беретін көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер;

31) ВП – сигнал беретін көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер;

32) МВП – сигнал беретін көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер;

33) ЭКМ – электр түйіспелік көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер;

34) ЭКВ – электр түйіспелік көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер;

35) ЭКМВ – электр түйіспелік көрсетуші манометрлер, вакуум өлшегіштер және мановакуум өлшегіштер;

36) ВЭ – электр түйіспелік көрсетуші манометр, вакуум өлшегіш және мановакуум өлшегіш;

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 7-қосымша

Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және өндірістік процестерде және іске қосу-ретке келтіру жұмыстары кезінде пайда болатын ағын суларды өңдеу және тазарту жөніндегі тазартқыш құрылыстарға қолданылады.

2. Әдістемелік нұсқаулар жылу электр станцияларының (бұдан әрі – ЖЭС) және ЖЭС өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосумен және ретке келтірумен айналысатын мамандандырылған іске қосу-ретке келтіру ұйымдарының инженерлік-техникалық персоналына арналған.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылды:

1) өнеркәсіптік ағын сулар – өнеркәсіптік кәсіпорындар аумақтарынан кәріз жүйесі немесе өздігінен ағызу арқылы су қоймаларына бұрылатын, қасиеттері бұзылған сулар;

2) сіңіргіш материалдар – сұйықтықта ерітілген заттарды сіңіре алатын материалдар;

3) сүзгілеу – әртекті жүйелерді дисперсиялық ортаны өткізетін және дисперсиялық қатты фазаны ұстап қалатын кеуекті материалдардың көмегімен бөлу процесі;

4) тегеурінді құбыржол – тасымалданатын ортадағы 0,1 мега Паскальдан (бұдан әрі – МПа) артық ішкі абсолюттік қысымдағы газ тәріздестерді, сұйықтықтар мен газды тасымалдауға арналған құрылыстар кешені.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру жөніндегі дайындық операциялары

4. Жобалау құжаттамасын талдау тазарту қондырғыларының құрылысы басталғанға дейін жүргізіледі. Бұл ретте жобаның Қазақстан Республикасының аумағында қолданыстағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкестігі тексеріліп, аталған қондырғыларды ЖЭС-те пайдалану тәжірибесі ескеріледі. Жобалау құжаттамасын талдаған кезде ағын суларды мұнай өнімдерінен тазартуға, регенерациялық ауа жылытқыштардың (бұдан әрі – РАЖ) жуып шаятын суларын, ауа дайындау қондырғыларының (бұдан әрі – АДҚ), блоктық тұзсыздандыру қондырғыларының (бұдан әрі – БТҚ), автономды тұзсыздандыру қондырғыларының (бұдан әрі – АТҚ) регенерациялық суларын және жылу-энергетикалық жабдықтарды қышқылмен жуып шаю суларын бейтараптандыруға арналған қондырғыларды ретке келтіру бағдарламасын басшылыққа алады.

5. Жобалау құжаттамасын талдау мынадай тәртіппен жүргізіледі:

1) жобалау құжаттамасы бойынша ескертулер жасау;

2) жасалған ескертулерді тапсырыс берушімен және жобалау ұйымымен келісу;

3) жобаға өзгерістер мен толықтырулар енгізу;

4) жобаға өзгерістердің енгізілуін бақылау.

6. Монтаждаудың жобаға сәйкестігін тексеру тазарту құрылыстарын салу барысында жекелеген элементтердің жобалау шешімі мен іс жүзінде орындалуы арасындағы анықталған айырмашылықтарды тіркеп және көрсетіп, құрылыс-монтаждау жұмыстарының сапасына тұрақты техникалық қадағалау арқылы жүзеге асырылады.

Жабдықтарды монтаждауды және іске қосу алдындағы жұмыстардың орындалуын бақылау Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (бұдан әрі – Техникалық пайдалану қағидалары) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (бұдан әрі – Қауіпсіздік техникасы қағидалары) сәйкес жүзеге асырылады.

7. Тазарту құрылыстарын іске қосқанға дейін мыналарға:

1) қолданыстағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес монтаждаудың жобаға сәйкестігіне;

2) жер асты құрылыстарын, құбыржолдар мен жабдықтарды гидравликалық сынақтан өткізуге;

3) гидравликалық сынақтар процесінде анықталған ақауларды жоюға және қайта гидравликалық сынақтардың өткізілуіне;

4) тапсырыс берушіге жер үсті реперлік нүктелерге байланыстырылған жер асты коммуникациялары сұлбасымен жасырын жұмыстарға арналған актіні берумен жер асты коммуникациялары мен құрылыстарының қайта көмілуіне;

5) арматура мен сорғылардың техникалық жай-күйін тексеруге;

6) жобаға сәйкес өлшеу құралдарының дайындалуы мен орнатылуына;

7) сүзгілеу және сіңіру материалдарының жүктеу үшін дайындалуына және жүктелуіне; сүзгілерге жүктелген сүзгілеу және сіңіру материалдарының тозаң мен ұсақ-түйектерден жуып шайылуына бақылау жүзеге асырылады.

8. Тазарту құрылыстары іске қосылғанға дейін мыналар:

1) аралық және соңғы тазарту кезеңдерінде ағындыларды тазарту сапасына химиялық бақылауды қамтамасыз ету үшін химиялық зертхананы ұйымдастыру (қажетті аспаптарды, химиялық реактивтерді алу, калибрлеу кестелерін жасау, штатты жиынтықтау және персоналды даярлау);

2) әрбір тазарту қондырғыны пайдалану жөніндегі сұлбалар мен нұсқаулықтарды жасау;

3) қондырғыларды іске қосу және ретке келтіру жөніндегі жұмыс бағдарламаларын жасау;

4) персоналды даярлау және оған нұсқама беру жүргізіледі.

9. Тазарту құрылыстарының пайдалануға берілетін объектілері тексеріледі, тексеріп қаралады, көлемдері мен белгілері айқындалады.

10. Жобалау көлемдері мен белгілерінің сақталуына бақылау және егжей-тегжейлі тексеріп қарау бүкіл құрылыс барысы бойынша жүзеге асырылады. .

11. Құрылыс-монтаждау ақаулықтары, жобадан ауытқушылықтар және құрылыстар мен құбыржолдарын байқау өлшеулері, тексеріп қарау және гидравликалық сынау нәтижесінде анықталған кемшіліктер бойынша құрылыстарды пайдалануға бергенге дейін кемшіліктер мен ақауларды жою жөніндегі жұмыстар тізбесі жасалады.

12. Тазарту құрылыстарында орнатылатын барлық резервуарлардың жабдықталуы, жобамен көзделген жабдықтардың толық жиынтығы тексеріледі. Коррозияға қарсы жабылуға тиіс резервуарлардың ішкі беті оны түсіру үшін конструкциялық тұрғыдан бейімделеді.

13. Коррозияға қарсы жабылу үшін таңдалған материалдардың келіп түсетін ағындардың сапасы мен температурасына сәйкестігі тексеріледі.

14. Резервуар тұғырының үстіңгі сулармен жуып шайылудан қорғалуы резервуарлар орнатылған алаңнан суларды бөгетсіз бұрудың болуын айқындау арқылы тексеріледі.

15. Резервуарлар орнатылған аумақ бойынша төгілген сұйықтықтың гидростатикалық қысымына арналған үйіп бекіту немесе ұстап тұратын қабырға түріндегі қоршаудың болуы тексеріледі:

1) резервуардың сыртқы қоршауының биіктігін төгілген сұйықтықтың есептік деңгейінен 200 миллиметр (бұдан әрі – мм) жоғары етіп қабылдайды;

2) үйіп бекіту еңістері немесе қоршау қабырғалары арасында пайда болатын көлем жеке тұрған резервуарлар үшін – резервуардың толық сыйымдылығына тең болып, резервуарлар тобы үшін – ең үлкен резервуардың сыйымдылығына тең болып қабылданады.

16. Резервуарлар паркінің аумағында жарықтандыру Қауіпсіздік техникасының қағидаларына және осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес резервуарлар паркінің аумағындағы жұмыс беттері мен жұмыстарды жасау орындарын жарықтандыру нормаларына сәйкес қабылданады.

17. Монтаждалатын резервуарларды тексеріп қараған кезде дәнекерлеу жіктерінің сыртқы түрі бойынша мынадай талаптарды қанағаттандыратыны тексеріледі:

1) үстіңгі беті тегіс немесе ұсақ қабыршақты (қаспақтарсыз, күйіктеспелерсіз, тарылусыз және үзілістерсіз) болады және негізгі металға жайлап ауысады;

2) балқыма металл жіктің бүкіл ұзындығы бойынша тығыз, саңылауларсыз, шоғырларсыз және үстіңгі қуыс тізбектерсіз болады;

3) барлық кратерлері пісіріп бекітілген;

4) жіктердің көлемдері стандарттарға сәйкес келеді, жіктердің көлемдері қалыппен тексеріледі;

5) түйіспе қосылыстардағы дәнекерленіп пісірілетін жиектердің бір-біріне қатысты ығысуы қалыңдығы 4-10 миллиметр (бұдан әрі – мм) табақтар үшін дәнекерленіп пісірілетін табақтардың бір ауданынан артық болмайды және қалыңдығы 10 мм артық табақтар үшін дәнекерленіп пісірілетін табақтардың оннан бір бөлігінен аспайды.

18. Сырттан тексеріп қараған кезде анықталған ақаулар резервуарларды ауа өткізбеушілігіне сынауды өткізгенге дейін жойылады.

19. Дәнекерлеп пісірілген қосылыстардың ақаулары жіктер учаскелерін кесіп алу немесе кейіннен дәнекерлеп пісіру арқылы балқыту арқылы жойылады. Дәнекерлеп пісірілген қосылыстарға бедер салуға рұқсат етілмейді.

20. Резервуарларды гидравликалық сынаудың алдында резервуардың түбі контурының көлденеңдігі және оның қабырғасының геометриялық пішіні тексеріледі. Резервуар түбінің ауытқулары осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес резервуар түбінің рұқсат етілетін ауытқуларын ескере отырып қабылданады.

21. Резервуар қабырғаларын түзетін рұқсат етілетін ауытқулары тігінен тиісінше біріншіден сегізінші белдеуге дейін 15, 30, 40, 50, 60, 70, 80 және 90 мм аспайды деп қабылданады. Резервуар қабырғаларын түзетіндерді тексеру оның шеңбері бойынша кемінде 6 метр (бұдан әрі – м) аралығында орындайды.

22. Өлшеулер әрбір белдеу үшін үстіңгі белдеу жігінен 50 мм қашықтықта жүргізіледі.

23. Металды резервуарлардың беріктігіне гидравликалық сынақтар есептік гидростатикалық жүктемеге ғана өткізіледі.

24. Төмен қысымдағы резервуарларды сынақтан өткізген кезде жобада басқа нұсқаулар болмаса, жобалық мәндерден 25 %-ға артық қысым және 50 %-ға жоғары вакуум қабылданады. Қысымы жоғары резервуарларда сынақтан өткізетін артық қысым мен вакуум жобаның ұсынымдарына сәйкес қабылданады.

25. Резервуарды суға толтыру шамасына қарай резервуар конструкциясы мен дәнекерлеп пісірілген қосылыстарының жай-күйі байқалады. Түбінің шетінен ағу анықталған немесе төсеніштің үстіңгі бетінде су дақтар пайда болған кезде сынақтан өткізу тоқтатылып, су ағызылады және ағып кету себебі жойылады.

26. Сынақтан өткізу процесінде қабырға қосылыстарында қаяулар, ағулар және саңылаулар анықталған кезде сынақтан өткізу тоқтатылып, су қажетті деңгейге дейін ағызылады:

1) біріншіден алтыншы белдеуге дейін ақаулар анықталған кезде – ақау орналасқан жерден бір белдеуге төмен;

2) жетіншіден жоғары белдеуге дейін саңылаулар анықталған кезде – бесінші белдеуге дейін. Анықталған ақаулар түзетіледі және түзетілген орындары ауа өткізбейтіндігі тұрғысынан тексеріледі.

27. Резервуарларды төмен температураларда (қысқы жағдайларда) сынау тапсырыс берушімен арнайы келісім бойынша өткізіледі.

28. Құбырлардағы, ысырмалардағы судың қатып қалуының және резервуар қабырғаларының мұздатылуының судың үзіліссіз айналуы және оны жылыту немесе жекелеген тораптарды жылыту арқылы алдын алады. Сынақтар жаңбыр кезінде өткізілмейді.

29. Егер сынақтан өткізу процесінде 24 сағат өткеннен кейін резервуар қабырғасының үстінде немесе шеттерінде ағу пайда болмаса және судың деңгейі төмендемесе, резервуар гидравликалық сынақтан өтті деп саналады. Пайдалануға берілетін резервуарға осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаға сәйкес нысан бойынша қабылданатын Цилиндрлік тік резервуардың төлқұжаты жасалады.

30. Бетоннан және темірбетоннан жасалған резервуарларды гидравликалық сынау олардың дайын болу шамасына қарай, қабырғалардың жер үсті бөлігін үюді бастағанға дейін және бетонмен жобалық беріктігіне жетуінен ерте емес өткізіледі. Резервуарды сынаудың алдында мұқият сыртын қарап тексеру жүргізіледі.

31. Қиыстырылатын құрастырмалы темірбетон элементтерінің шет жақтары бетондаудың алдында тазартылады. Қиыстырылатын үстіңгі беттерді шойбалғамен кертуге рұқсат етілмейді.

32. Құюды бастар алдында олар арқылы судың сарқылуын болдырмау үшін барлық технологиялық ысырмаларды тығыз жабу қамтамасыз етіледі.

33. Суды резервуарға құю екі кезеңмен жүргізіледі:

1) түбінің ауа өткізбеушілігін тексеру үшін 1 тәулік бойы ұстап тұру арқылы 1 м биіктігіне;

2) жобалық белгісіне дейін.

34. Темірбетонды резервуарларды су өткізбеушілігіне сынақтан өткізу оларды сумен толтырғаннан кейін кемінде 5 тәуліктен кейін басталады.

35. Сүзгілеу ысыраптарын бақылаушы айқындауды бастағанға дейін су деңгейінің тәулік сайын төмендеуін болдырмайды.

36. Егер:

1) ондағы судың кемуі бір тәулік ішінде қабырғасы мен түбінің суланған үстіңгі бетінің 1 шаршы метріне (бұдан әрі – м2) 3 литрден (бұдан әрі – л) аспаса;

2) қабырғалары арқылы ақырын су ағыстары байқалмаса;

3) жіктерінде ағып шығу белгілері анықталмаса және негізіндегі топырақтың ылғалдануы белгіленбесе, бетоннан немесе темірбетоннан жасалған резервуар сынақтан өтті деп есептеледі.

37. Суға толтырылған резервуарды сынақтан өткізген кезде оның сыртқы беттерінде қараңғылануға және жекелеген жерлердің сәл ғана булануына жол беріледі.

38. Ақырын су ағыстары болған немесе түбіндегі топырақ ылғалданған кезде резервуардағы су шығындары нормативтік шығындардан аспаса да, ол сынақтан өтпеді деп есептеледі.

39. Анықталған ақауларды жойғаннан кейін резервуар қайта сынақтан өткізіледі.

40. Резервуарлардың гидравликалық сынақтарын өткізген кезде су бұру астаушаларының шеттері су деңгейі бойынша көлденеңдігі тұрғысынан тексеріледі. Шеттерінің үстіңгі бетінің көлденең жазықтықтан ауытқуының артуы плюс 2 мм.

41. Су жинағыш астаушаның аударып құю шетінің көлденеңдігін қамтамасыз ету үшін алдыңғы тік қабырғасы одан суды аударып құюға арналған түзу шеті бар тақтаймен жабдықталады. Көрсетілген тақтай су бұру науасының тік қабырғасына онда орнатылған сомынды бұрандамалар арқылы бекітіледі.

42. Тазарту құрылыстарын монтаждаған кезде агрессивтік орталарды беруге арналған және резервуарлармен ортаны беру жағына қарай еңкейтіле отырып қосылған тегеурінді және өздігінен ағатын құбыржолдар, техникалық сумен жуып шаюға арналған құралдар, оларды құрғату мүмкіндігі үшін арматурасы бар келтеқосқыштар қолданылады. Құбыржолдар тұйық учаскелермен тартылады.

43. Құбыржол бойынша айдап қотарылатын ортаның температурасы 50 градус Цельсийден (бұдан әрі -

С) асса, ернемекті қосылыстар үшін паронитті төсемдер пайдаланылады.

44. Сыртқы құбыржолдарда ондағы ерітінділердің қатып қалуына жол бермеу үшін жылу серіктері мен жылу оқшаулағышы көзделеді.

45. Тегеурінсіз жұмыс істейтін өздігінен ағатын құбыржолдар кемінде 1:100 (0,57 градус) еңістігімен тартылады және ауа тығындарын болдырмау үшін иілісіндегі кездейсоқ көтеріліп тұрған жерлерге жол берілмейді. Осы құбырлардың төменгі нүктелерінде босату үшін крандар немесе алмалы-салмалы бітеуіштері бар келтеқосқыштар орнатылады. Құбырлардың ернемекті қосылыстары арасындағы төсемдер резеңкеден ғана жасалады.

46. Монтаждау процесінде құбыржолдардың барлық дәнекерлеп пісірілген монтаждау түйістері сырттан қарап тексеріледі. Сыртқы бейнесі бойынша дәнекерленіп пісірілген түйіс мынадай талаптар бойынша қабылданады:

1) жіктің немесе негізгі металдың үстіңгі бетіне шығатын саңылаулар дәнекерлеп пісірілген аймақта жоқ;

2) жіктің балқытылған металының құбырдың негізгі металына ауысқан жерлерінде қаспақтар немесе кертіктер, сондай-ақ қуыстар, күйіктеспелер, дәнекерленіп пісірілмеген кратерлер және басқа да технологиялық ақаулар жоқ;

3) жіктің көлемі мен пішіні бойынша техникалық құжаттама талаптарынан ауытқушылықтары жоқ.

47. Талаптарға жауап бермейтін түйіспелер түзетіледі.

48. Жұмыс қысымы 1 МПа дейінгі тегеурінді құбыржолдар дәнекерленіп пісірілген жіктердің тұтастығына физикалық бақылау әдістерімен тексеріледі.

Тегеурінді құбыржолдардың беріктігі сынақ қысымына тең ішкі қысыммен тексеріледі. Сынақ қысымының шамасы жобада белгіленеді. Жобалық деректер болмаған кезде алдын ала және соңғы сынақтар осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 3-кестесіне сәйкес құбыржолдарға арналған сынақ қысымының мәндері бойынша өткізіледі және олар пайдаланылады.

49. Құбыржолдарды алдын ала гидравликалық сынақтан өткізген кезде оларда орнатылған ысырмалар ашылады. Құбыржолдың сынақтан өткізілетін учаскесін жұмыс істеп тұрған құбыржолдардан ажырату үшін саңылаусыз ернемектер немесе бітеуіштер қолданылады. Құбыржолды сынақтан өткізуді бастардың алдында оны сумен толтырғанда ауаның ықтимал жиналатын орындарында орнатылатын ауа шығарғыштар арқылы ауа шығарылады.

50. Металды, асбоцементті және темірбетонды құбыржолдарды алдын ала гидравликалық сынау сынақ қысымымен кемінде 10 минут, ал полиэтиленді құбыржолдарда – кемінде 30 минут жалғасады, одан кейін қысым жұмыс қысымына дейін төмендетіліп, құбыржолдарды тексеріп қарау жүргізіледі.

51. Егер тегеурінді құбыржолда құбырлар мен фасонды бөліктерінің ажыратылуы және түйіспе қосылыстардың бітеулері бұзылмаса, ал жұмыс қысымында судың ағып кетуі анықталмаса, ол алдын ала гидравликалық сынақтан өтті деп есептеледі.

52. Тегеурінді сүзгілерді гидравликалық сынаулар оларды сүзгілеуші материалдармен жүктегенге дейін өткізіледі. Сүзгі корпусын беріктігіне сынақтан өткізген кездегі сынақ қысымы жұмыс қысымынан 1,5 % -ға тең деп саналады. Сүзгі корпусын беріктігіне сынақтан өткізген кездегі сынақ қысымы жұмыс қысымы плюс 0,05 МПа тең болып қабылданады.

53. Егер 10 минут бойы сынақ қысымы кезінде корпуста, құбыржолдар мен сүзгіде құрастырылған ысырмаларда бұзулар мен ағулар анықталмаса, тегеурінді сүзгінің корпусы беріктігіне сынақтан өтті деп есептеледі.

54. Егер 1 сағат бойы сынақ қысымы кезінде бұзулар мен ағулар анықталмаса және қысым 0,05 МПа артық емес төмендесе, сүзгінің корпусы беріктігіне сынақтан өтті деп есептеледі.

55. Жабдықтар мен құбыржолдарды гидравликалық сынақтан өткізу процесінде жапқыштарында, люктерінде және ернемекті қосылыстарында түйреуіштерді күптеуден басқа оларда қандай да бір жұмыстарды орындауға рұқсат етілмейді. Бұрандалар мен түйреуіштерді күптеу жұмыстары 0,30 МПа аспайтын қысымда орындалады.

56. Сүзгінің іске қосуға техникалық әзірлігін тексерген кезде:

1) төменгі дренаждық тарату коллекторының қорғаныс дренаждық торларының зақымдануының жоқ болуына тұтастай көзбен шолып тексеру және жарықтардың төменгі дренаждық тарату қондырғысының (бұдан әрі – ТДТҚ) дренаждық коллекторымен буындасу орындарында ықтимал саңылауларын қуыс бұрғы арқылы тексеру;

2) дренаждық тарату қондырғысының көлденеңдігіне тексеру жүргізіледі.

57. Жоғарғы дренаждық тарату қондырғысы (бұдан әрі – ЖДТҚ) гидравликалық деңгейі, ЖДТҚ және сүзгінің төменгі жағына құйылатын судың деңгейі бойынша көлденеңдігіне тексеріледі. ЖДТҚ көлденеңдігіне тексерілгеннен кейін сүзгінің төменгі жағын 2-ден 5 мм дейінгі фракцияның ұнтақталған антрацитімен жобалық белгісіне дейін толтыру жүргізіледі.

58. Сорғыны тексерген кезде мыналар тексеріледі:

1) сорғы осінің белгісі құйылған кезіндегі немесе сорудың рұқсат етілген биіктігімен оның жұмысын қамтамасыз етеді;

2) сорғы станциясы еденінің деңгейінен сорғының биіктігі жалғанатын құбыржолдар мен арматураны монтаждауға мүмкіндік береді;

3) жоспардағы сорғы агрегаттары арасындағы қашықтық сумен жабдықтау жүйелерінің сыртқы желілері мен құрылыстарын жобалаудың құрылыс нормаларына сәйкес таңдалады;

4) агрегаттың іргетасқа бекітілуі айтарлықтай берік және айналу кезінен, инерциялық күштерден және сорғыдан іргетасқа дірілден болатын күштердің берілуін қамтамасыз етеді;

5) рамалардың конструкциясы жетекті сорғыны ыңғайлы центрлеу мүмкіндігін қамтамасыз етеді;

6) орнатылған сорғы мойынтіректерді суыту мен майлауға, тығыздамаларды гидротығыздауға және суытуға, сондай-ақ судың тығыздамалардан ағып кетуін бұруға арналған барлық қажетті қосалқы құбыржолдармен (өндіруші зауыттың нұсқаулығы бойынша) жабдықталған.

3-тарау. ЖЭС ағын суларды тазартуға арналған қондырғыларды іске қосу мен ретке келтіру жөніндегі жұмыс бағдарламаларын жасау тәртібі

59. Жұмыс бағдарламалары ЖЭС өнеркәсіптік ағын суларды тазартуға арналған қондырғыларды іске қосу мен ретке келтіру жөніндегі үлгілік бағдарламаларға сәйкес жасалады және тапсырыс берушімен, қондырғыларды іске қосуға қатысатын монтаждау және мердігерлік ұйымдармен келісіледі, одан кейін электр станциясының бас инженерімен бекітіледі.

60. Жұмыс бағдарламалары мынадай бөлімдерді қамтиды:

1) жалпы ережелер;

2) дайындық іс-шаралары;

3) қондырғыларды іске қосуды жүзеге асыру;

4) қондырғылар жұмысын технологиялық ретке келтіру;

5) қауіпсіздік техникасы.

61. Жалпы ережелер мыналарды қамтиды:

1) жұмыс нысаны мен мақсаты;

2) өнеркәсіптік ағындарды қондырғыда тазарту сұлбасы мен технологиясының қысқаша сипаттамасы;

3) тапсырыс берушімен және мердігерлік ұйымдармен өзара қарым-қатынастары;

4) жұмыс кезеңдері бойынша жұмыстардың техникалық және жедел бөлігіне жауапты ұйымдар мен лауазымды адамдардың тізбесі;

5) жұмыстардың басталу және аяқталу уақыты.

4-тарау. Персоналды даярлау және оған нұсқаулар беру тәртібі

62. Жаңадан іске қосылатын ЖЭС өнеркәсіптік ағын суларды тазартуға арналған қондырғыларда қызмет көрсетуші персоналды даярлау Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 26 наурыздағы № 234 бұйрығымен бекітілген Қазақстан Республикасының энергетикалық ұйымдарында персоналмен жұмыс істеу қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10830 болып тіркелген) сәйкес жүзеге асырылады.

63. Іске қосу-ретке келтіру және жөндеу жұмыстарын жүргізген кезде қауіпсіздік техникасы сақталып, Қауіпсіздік техникасы қағидасына сәйкес жұмыстарды жүргізу жөніндегі ұйымдастыру іс-шаралары жүзеге асырылады.

5-тарау. Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу мен ретке келтіруді жүзеге асыру

1-параграф. Құрамында мұнай өнімдері бар ағын суларды тазарту жөніндегі қондырғыларды іске қосу мен ретке келтіруді жүзеге асыру

64. Құрамында мұнай бар ЖЭС ағын суларды тазартуға арналған қондырғыларды іске қосу және ретке келтіру осы Әдістемелік нұсқаулардың 3-тарауына сәйкес жасалған жұмыс бағдарламасына сәйкес жүзеге асырылады.

65. Қондырғыны іске қосу және ретке келтіру бойынша жасалған және бекітілген жұмыс бағдарламасының негізінде жобалық жүктемесінде жабдықтардың жұмысын тораптық және кешенді сынақтан өткізу жүргізіледі.

66. Барлық параметрлері штаттық аспаптармен өлшенеді. Пайдалануға қабылданған өлшеу және автоматика құралдары тексеру туралы қолданыстағы куәлікке тексеріледі.

67. Жабдықтар жұмысын тораптық сынамалау техникалық суда жүргізіледі.

68. Жабдықтар жұмысын тораптық сынамалау мынадай кезектілікпен жүзеге асырылады:

1) мұнай жинаушы құбырлар мен тазартылған судың құрастырмалы науашаларының аударып құю шектерінің гидравликалық тығыздығын және көлденеңдігін айқындау, бұрылатын мұнай жинаушы құбырлардың тығыздамалары толтырмасының сапасын тексеру мақсатында мұнай қаққыштардың, қалқымалатқыштардың, сыйымдылықтардың, жер асты резервуарлардың, сүзгілердің қабылдау резервуарлары техникалық сумен толтырылады;

2) көбіршікті айдау және қырғылау тектіктерінің сорғылары, қалқымалатқыштар мен мұнай қаққыштардың әрекет ету дұрыстығын тексеру, олардың жұмысындағы ақаулықтар мен кемшіліктерді анықтау және жою үшін олардың бұрылатын мұнай жинаушы құбырларына мұнай өнімдерін айдауға арналған құрылғылар қосылады және сынамаланады;

3) қалқымалатқыштардан, қоқыр жинағыштардан шөгінділерді, тұнған суды және жер асты резервуарынан ұсталған мазутты жою жүйелері жұмысының дұрыстығы тексеріледі;

4) механикалық және көмір сүзгілерін қопсытып жуып шаю жүргізіледі және сүзгілеуші шахтаның үстіңгі бетінен ұсақ фракция алып тасталады;

5) сумен толтыру процесінде гидравликалық тығыздығы тексеріледі, қондырғы сұлбасының жекелеген элементтерінің тораптары мен тетіктері қосылады және сынамаланады, өлшеу құралдарын, автоматты басқару және блоктау сұлбаларын қосу және олардың жұмысын ретке келтіру жүргізіледі;

6) тораптық сынамалау аяқталғаннан кейін жабдық жұмысындағы анықталған ақаулықтар мен кемшіліктердің ведомостері жасалады, оларды жойғаннан және ақаулы тораптар мен сұлба элементтерінің жұмысы қайта тексерілгеннен кейін қондырғы сынамалы іске қосуға және кешенді сынамалануға жалпы дайын деп саналады.

69. Жабдық жұмысын кешенді сынамалау майланған және мазутталған суларда өткізіледі. Қондырғыны жұмысқа қосу және оған қызмет көрсету пайдалану жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес жүзеге асырылады. Кешенді сынамалау кезеңінде қондырғы өнімділігінің жобалық мәнге және сұлбаның технологиялық жабдығының өндіруші зауыттардың техникалық сипаттамаларына сәйкестігі тексеруден өтеді. Мұнай өнімдерінен және өлшенген заттардан тазартылған су сапасының көрсеткіштері тазарту сатылары бойынша айқындалып, жобалық мәндерге сәйкестігін тексеру жүргізіледі.

70. Ағын суларды мұнай өнімдерінен тазартуға арналған қондырғыны технологиялық ретке келтіру мұнай өнімдерінен тазартудың жобалық нормаларына жеткізу және әрбір технологиялық торапта және жалпы қондырғыда тазартудың барынша тиімді болуына қол жеткізу үшін өткізіледі.

71. Ағын суларды тазартуға бірқалыпты беру, тұтылған мұнай өнімдерін уақтылы жою және қондырғының құрамына кіретін аппараттардан оңтайлы жұмыс режимдерін таңдау арқылы шөгу қамтамасыз етіледі.

72. Оңтайлы жұмыс режимдерін айқындау үшін ретке келтіру жұмыстары жүргізіледі. Ретке келтіру жұмыстарының нәтижесінде мыналар белгіленеді:

1) қабылдаушы резервуарларда судың бетінен мұнай өнімдерін жою кезеңділігі;

2) мұнай қаққыштан мұнай өнімдері мен шөгінділерін жою кезеңділігі;

3) қысымды кіші бакта белгілі бір қысымды ұстап тұру арқылы флотациялық сорғылардың сорғыш келте құбырларына ауаның белгілі бір мөлшерін берген кездегі қалқымалатқыштардың оңтайлы орнықты жұмыс режимі;

4) ондағы судың үстіңгі бетіндегі көбіктің өздігінен бұзылу жағдайларына негізделе отырып, қалқымалатқыштардың көбік шығару құрылғыларын жұмысқа қосу кезеңділігі;

5) тазартылған суда 1,0 миллиграмм/литр (бұдан әрі – мг/л) кем мұнай өнімдері болуының шартымен механикалық және көмір сүзгілерінің сүзу циклінің өнімділігін, қысымының түсіп кетуін, ұзақтығын қоса алғандағы, оңтайлы пайдалану режимдері;

6) механикалық және көмір сүзгілерінің оңтайлы регенерациялау режимдері, оның ішінде сүзгілеу шихтасынан тұтылған ластарды қопсыту және тиімді жою кезеңінде сүзгілеуші материалдардың ірі түйірлерінің шықпауы шартымен қопсытушы судың, будың шығындары;

7) тұтылған мұнай өнімдерінің мазут шаруашылығына тартып шығару кезеңділігі.

73. Орындалған жұмыстардың негізінде ағын суларды мұнай өнімдерінен тазарту үшін қондырғы жабдықтарын пайдалану жөніндегі режимдік карта жасалады.

74. Қондырғының іске қосылуы ретінде құрылыстар, коммуникациялар және жабдықтар кешенінің жұмыс сынағы қабылданады. Сынамалы іске қосу кезінде анықталған ақаулар келесі іске қосылғанға дейін жойылады. Ақауларды жойғаннан кейін тазарту құрылыстарының технологиялық жұмыс параметрлерін нақтылау үшін жабдықтарды технологиялық ретке келтіруге кіріседі.

75. Тазарту құрылыстарының технологиялық жұмыс параметрлеріне мыналар жатады:

1) жекелеген құрылыстардағы су қозғалысының рұқсат етілетін жылдамдығы;

2) өңдеу процестерінің өтуіне қажетті уақыт;

3) қондырғының меншікті мұқтаждықтарына арналған су шығыны;

4) химиялық реагенттердің шығыны, жуып шаю, қопсыту кезеңділігі;

5) өңделген судың сапасы.

76. ЖЭС ағын суларды мұнай өнімдерінен тазартуды мынадай технологиялық сұлба бойынша жүзеге асырады:

1) қабылдаушы резервуар;

2) мұнай қаққыш немесе қалқымалатқыш;

3) механикалық және көмір сүзгілері.

77. Ағын суларды тазарту қондырғысының сұлбасына, флотациялық тоқтату сұлбасына, мұнай өнімдерімен ластанған дөңгелек темірбетонды және тікбұрышты металды қалқымалатқыш сұлбасына сәйкес мұнай өнімдерімен ластанған өндірістік ағын суларды тазартудың үлгілік сұлбалары осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 1, 2, 3-суреттеріне сәйкес көзделеді.

78. Барлық қабылдаушы резервуарлар су таратушы және мұнай жинаушы құрылғылармен, ағын суды беруге, шығаруға және аударып құюға арналған құбырлармен, мұнай өнімдері мен шөгіндіні бұру құбырларымен және деңгейін өлшеушімен жабдықталады.

79. Тазартылған суды қыздыру үшін мұнай жинаушы құрылғылар деңгейінде орнатылатын ирек түтікті су жылытқыштары көзделеді. Қабылдаушы резервуардың сұлбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 4-суретіне сәйкес келтіріледі.

80. Қабылдаушы резервуарларды іске қосқан кезде резервуардың біреуі мұнай жинаушы құрылғының деңгейіне дейін толтырылады, одан кейін ағын суларды беру тоқтатылады, толтырылған резервуарда ағын сұлардың тұнуы жүзеге асырылады, ал басқа резервуар осы уақытта толтырылады.

81. Мазутта жұмыс істейтін электр станциялары үшін мұнай өнімдерінің құрамы былайша қабылданады:

1) ағын суларда 80-нен 100 мг/л дейін;

2) қабылдаушы резервуарларда тұнғаннан кейін 50-ден 60 мг/л дейін.

82. Ағын суларда мұнай өнімдерінің құрамы бастапқы аздау болған кезде қабылдаушы резервуарлардағы тазарту деңгейі 2 есе төмендейді.

83. Қабылдаушы резервуарлардан құрылыстарға кейіннен тазарту үшін жіберілетін ағын сулардың шығыны құрылыстың өткізу қабілетіне тең болып қабылданады. Шығындалуын реттеу резервуардың бұрушы құбыржолындағы ысырма арқылы жүргізіледі.

84. Мұнай қаққыш мыналармен:

1) қалқып бетке шыққан мұнай өнімдерін ұстау мен бұруға арналған мұнай жинаушы құрылғылармен;

2) шөгіндіні мұнай қаққыштың жанасшұңқырына беруге арналған құрылғымен;

3) жанасшұңқырдан шөгіндіні жоюға арналған құралмен;

4) әрбір секцияның периметрі бойынша және төгетін қырындағы мұнай жинаушы құбырлар учаскесінде үстіңгі бетінен 200 мм тереңдігінде орналасқан ирек су түтіктерін жылытумен жабдықталады.

85. Мұнай қаққыштың принципиалды сұлбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 5-суретіне сәйкес беріледі.

86. Мұнай қаққыштың мұнай жинаушы құбырын тексерген кезде бұратын ернемектердің дұрыс орнатылуына және тығыздамалар толтырмасының сапасына көз жеткізіледі. Құбыр осінен басқару бағанасының үстіне дейінгі тік өлшемдері жергілікті жағдайларға негізделіп нақтыланады. Мұнай жинаушы құбырлар бойлық ось айналасында бұрылған кезде олармен бірге судың көп мөлшері кіріп кетуіне жол бермеу үшін құбыр бойындағы ойық арқылы бір деңгейден мұнай өнімдері түсетіндей қатаң түрде көлденең орнатады.

87. Аралығын 6 метр құрылыстардың секцияларына арналған бұрылатын мұнай жинаушы құбырдың сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 4-кестесіне сәйкес беріледі.

88. Мұнай қаққыштың қырғыш құрылғысын монтаждаған кезде жұмыс сызбаларында берілген барлық геометриялық өлшемдер сақталады. Жоғарғы тірек бұрыштары мен төменгі швеллерлердің көлденеңдігіне көз жеткізіледі. Шынжырдың бағыттаушы жұлдызшалардан шығып кетуіне жол бермеу үшін күш шынжырларының тартылуы реттеледі. Шынжырға орнатудың алдында кесектерді антисептикпен сіңіреді. Тікбұрышты мұнай қаққыштар мен мұнай бөлгіштерге арналған қырғыш тетік осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 5-кестесіне сәйкес сипаттамалармен қабылданады.

89. Мұнай жинаушы құбырлары жоқ мұнай қаққыштарда қалқып шыққан мұнай өнімдерін жинау олардың қабатының 10 сантиметр (бұдан әрі – см) қалыңдығына дейін жинақталу шамасына қарай тәулігіне кемінде 1 рет жүргізіледі. Жинау шығару ысырмасын жабу және мұнай өнімдері түскенге дейін су деңгейін көтеру арқылы жүргізіледі.

90. Қырғыш тетігі бар мұнай қаққыштарда мұнай өнімдерін және шөгіндіні жинау қалқып жүрген мұнай өнімдерін жинау шамасына қарай жүргізіледі және бір сағат бойы жалғасады.

91. Мұнай қаққышты пайдалану процесінде қырғыш тетігінің ұзақ уақытқа апатты тоқтап қалуы мүмкін. Оны қайтадан жұмысқа қосу мұнай қаққышты шөгіндіден тазартқаннан кейін ғана жүзеге асырылады. Мұнай қаққышты тазарту мынадай тәртіппен жүзеге асырылады:

1) мұнай қаққыш немесе секциялардың бірі ажыратылады және мұнай қаққыштан кейін су резервуарға тартып шығарылады;

2) брандспойтпен жабдықталған құбыршектер бойынша мұнай қаққышқа тегеурінді су құбырынан су жеткізіледі;

3) мұнай қаққыштың жанасшұңқырының гидроэлеваторы қосылады немесе түбіндегі клапандары ашылады;

4) пайда болған қойыртпақты гидроэлеватормен немесе түбіндегі клапандар арқылы жойып, шөгінді қопсытылып, брандспойттан сумен жуып шайылады;

5) шөгіндіні жойғаннан кейін су тоқтатылады, гидроэлеватор ажыратылады және мұнай қаққыш жұмысқа қосылады.

92. Мұнай қаққыштың жанасшұңқырынан шөгіндіні жою гидроэлеватормен, қоқырлы сорғымен, гидравликалық тәсілмен саптамалардың көмегімен немесе түбіндегі клапандар арқылы арнайы құбыржол бойынша жүргізіледі.

93. Қырғыш тетіктермен жабдықталмаған мұнай қаққыштар жылына 2 рет, көктемде және күзде тазартылады.

94. Мұнай қаққыштағы тазарту тиімділігі мұнай өнімдерінің бастапқы құрамына байланысты болады және олардың орташа алғанда 100-150 мг/л шоғырлануында 50-60 %-ды құрайды.

95. Мұнай қаққыштардың жұмыс режимінің ықтимал бұзушылықтары, оны қалпына келтіру жөніндегі қажетті шаралар осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 6-кестесіне сәйкес келтірілген.

96. Тегеурінді үлгідегі флотациялық қондырғылар осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 2 және 3-суреттеріне сәйкес мыналардан тұрады:

1) қалқымалатқыш;

2) тегеурінді жанаспалы резервуар;

3) ауаны беруге арналған эжектор;

4) айдап қотаратын сорғылар.

97. Қалқымалатқыш айналмалы сутартқымен, мұнай жинаушы науамен және айналмалы қырғышпен жабдықталады. Тегеурінді резервуардың манометрі және артық ауаны шығаруға арналған сақтандырғыш клапаны бар. Эжектордың сорушы құбыржолында торлы сүзгі орнатылады.

98. Қалқымалатқышты жұмысқа қосқан кезде ауаны ағынды суға беру қамтамасыз етіледі. Тегеурінді резервуар 0,3-0,5 МПа су қысымы кезіндегі судың ауамен қанығуын қамтамасыз ететін болып қабылданады, судың болу уақыты 5 минут бойы.

99. Эжектор тегеурінді резервуардағы қысым 0,3 МПа жеткен кезде қосылады. Ол үшін:

1) эжектордың кіреберісінде тұрған ысырма ашылады;

2) эжектордың кіреберісінде ашылады;

3) эжектордың ауа краны баяу ашылады;

4) ауаның талап етілетін шығындалуы белгіленеді.

100. Эжекторды ажырату осы Әдістемелік нұсқаулардың 110-тармағына сәйкес кері тәртіппен жүргізіледі.

101. Ауаны суға беруді біркелкі түрде, бөгеліссіз жүргізеді. Оңтайлы ауа мөлшерін тазартылған судағы мұнай өнімдерінің ең аз қалдық құрамын алу шартына негізделе отырып айқындайды.

102. Ауаның берілуін реттеу эжектор арқылы су шығынын өзгерту және эжектордың араластыру камерасына сору желісіндегі ысырманың көмегімен ауа шығынын өзгерту арқылы жүзеге асырылады. Сорғы арқылы ауаның шығыны сорғының шығып кетуіне жол бермеу үшін су шығының 5 %-на тең болып қабылданады. Ауа шығыны ротаметрдің немесе U(У)-тәрізді диафрагманың көмегімен эжектордың ауа келте құбырында орнатылатын шыны манометрмен өлшенеді.

103. Тазартылатын суда ауаны еріту үшін тегеурінді резервуарда тұрақты су деңгейі ұсталып тұрады, ерітілмеген артық ауаның жиналуына жол берілмей, артық ауа тегеурінді бактың ауа шығарғышы арқылы шығарылады. Ауаны еріткен кезде судың төмен температурасын ұстап тұру суды тазарту тиімділігін арттырады.

104. 2-ден артық қалқымалатқыш қатар жұмыс істеген кезде оған судың келіп түсуін қалқымалатқыш жұмысының бірдей жүктемесіне реттейді. Реттеу қалқымалатқыштың толтырылуы бойынша алдын ала жүргізіледі.

105. Флотациялық қондырғы жұмыс істеген уақытта барлық ысырмалар мен вентильдер (эжекторлардың алдындағы реттеуіш вентильдерден басқа) ашылады. Эжекторлардың алдындағы реттеуіш вентильдердің ашылу деңгейі қондырғы жұмысының режимін таңдау уақытын да айқындайды.

106. Флотациялау режимі дұрыс таңдалған кезде мұнай өнімдерінің судағы құрамы бастапқы құрамы 50-60 мг/л болған кезде флотациялық қондырғыдан кейін 6-8 мг/л құрайды, бұл 88-87 % тазарту тиімділігіне сәйкес келеді.

107. Флотациялық қондырғы жұмысының ықтимал бұзушылықтары және оларды жою жөніндегі шаралар осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 7-кестесіне сәйкес берілген.

108. Қабылдаушы резервуарларды, мұнай қаққыштарды, қалқымалатқыштарды және тазарту құрылыстарының басқа да объектілерін пайдаланған кезде түзілетін шөгінділерді жинау және сақтау темірбетоннан жасалған қоқыр жинағыштарда жүзеге асырылады. Қоқыр жинағышта тұнған су өздігінен ағатын жер асты сұлбасы бойынша жер астындағы темірбетонды резервуарға жинақталып, одан жиналу шамасына қарай кезең-кезеңмен сорғы арқылы тазарту құрылыстарының негізгі бөлігіне беріледі.

109. Механикалық және көмір сүзгілер ауа шығарғышпен, кіреберісіндегі және шығаберісіндегі сынама таңдаушы нүктелермен, сынама таңдаушы астаумен, кіреберісіндегі және шығаберісіндегі манометрлермен, өңделетін судың шығын өлшеушімен жабдықталады.

110. Сүзгілерді жүктеуге арналған сүзгілеу материалдары ретінде жуып тазартылған және сұрыпталған қиыршықтас, кварцты құм, антрацит, ағаш көмірі, шалакокс, көбікполиуретан, ұнтақталған керамзит, күйген шахталық жыныстар қабылданады.

111. Сүзгілерді жүктеу жөніндегі дайындық жұмыстары мыналарды қамтиды:

1) сүзгілеу материалдарын іріктеп таңдау және дайындау;

2) оларды сұрыптау орнынан жүктелетін объектілерге дейін тасымалдауға арналған уақытша немесе тұрақты құрылғыларды орнату.

Сүзгілеу материалын таңдаған кезде оның сипаттамалары – тығыздығы, химиялық тұрақтылығы, механикалық беріктігі және гранулометриялық құрамы басшылыққа алынады.

112. Құмның тығыздығы мынадай кезектілікпен айқындалады:

1) құмның орташа сынамасы 50 – 100 грамм (бұдан әрі – г) сумен толтырылған өлшеуіш цилиндрге салынады;

2) цилиндрдегі құмды салғанға дейінгі және кейінгі су көлемдерінің айырмасы құмның қатты денедегі көлеміне сәйкес келеді;

3) _п тығыздығын грамм/текше сантиметрге (г/см³) төмендегі формула бойынша жүргізіледі:

, (1)

мұндағы т – құм сынамасының салмағы, г;

V_т - құмның қатты денедегі көлемі, текше сантиметр (бұдан әрі - см³).

113. Жүктелудің механикалық беріктігі 4 %-дан аспайтын ұсақталғыштығымен және 0,5 %-дан аспайтын желінушілігімен сипатталады.

114. Сүзгілеу материалының гранулометриялық құрамын талдау калибрлер қалбырлары кешені арқылы жүргізіледі:

1) 0,25;

2) 0,5;

3) 0,6;

4) 0,75;

5) 1,0;

6) 1,25;

7) 1,5;

8) 2,0 мм.

115. Сүзгілеу материалдары сүзгілерге гидромеханикалық құрылғылармен тасымалданады.

116. Қойыртпақты тасымалдауға арналған коммуникация ретінде резеңке құбыршектер, резеңке матадан жасалған түтік құбырлар және болат құбырлар пайдаланылады. Болат құбырларды жалғау ернемектерде орындалады.

117. Жоғарғы қабаты антрацитті ұнтақтан жасалған екі қабатты сүзгілерді жүктеген кезде жұмыстар екі кезеңмен орындалады:

1) сүзгі жүктелуінің жобалық биіктігіне ғана құммен жүктеліп, сумен толтырылады, екі сағат бойы қопсыту арқылы құм түйірлерін гидравликалық жүктеу жүргізіледі. Сүзгі құрғатылып, ашылады және құмның ұсақ жоғарғы қабаты жойылады;

2) құмның жоғарғы қабатының гранулометриялық құрамы нормаға жеткеннен кейін сүзгі антрацитті ұнтақпен жүктеуге кіріседі. Сүзгі құмның үстіңгі бетінен жарты метрге жоғары сумен толтырылады, антрацитпен көміп тасталады, ол антрацит қуыстарынан ауаның бөлініп шығуы үшін судың ішінде алты сағат бойы ұсталады. Сүзгі жабылады және антрацит жұмыс фракцияларының шығып кетуіне жол берілмей, кейіннен қарқындылығын ұлғайта отырып, алғашқы 4 минутында 7 литр/шаршы сантиметрге (бұдан әрі – л/см²) қарқындылығымен қопсыту арқылы жуылып шайылады. Жуып шаю толық тазартылғанға дейін жүргізіледі. Механикалық және көмір сүзгілерінің сұлбалары осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 6 және 7-суреттеріне сәйкес беріледі.

118. Белсендірілген көмірмен жүктелген көмір сүзгілері 15 метр/сағатқа (бұдан әрі – м/сағ) дейінгі жылдамдықпен ыстық сумен қопсытылады. Механикалық және көмір сүзгілердегі сүзгілеу жылдамдығы 8 м/сағ деп қабылданады.

119. Сүзгілер жүктемелерінің сіңіру қабілетін қалпына келтіру үшін сүзгіден өткізу қабатын булау жүргізіледі. Бұл ретте:

1) мұнай ластарының 90-96 %-ы жойылады;

2) сіңіргіш – 70-75 %-ға жойылады;

3) сүзгі циклінің ұзақтығы ұлғаяды.

120. Қысымы 0,1 МПа жуық буды өткізу пайда болатын конденсатты қалқымалатқыш алдындағы бакқа лақтыру арқылы сүзгіден өткізу бағытында жүзеге асырылады.

121. Булау конденсаттағы мұнай өнімдерінің шоғырлануы 2 мг/л дейін төмендегенше жүргізіледі, булау ұзақтығы 3 сағат деп белгіленеді.

122. Технологиялық бақылау көлемі қабылдаушы резервуарларға:

1) тұрақты жүктемені ұстап тұруды;

2) қабылдаушы резервуарларды уақытында ауыстырып қосуды;

3) қабылдаушы резервуарларды уақытында босатуды;

4) мұнай өнімдері мен қоқырды жою режимін ұстап тұруды;

5) тазартуға келіп түсетін ағындылардың есебін жүргізуді қамтамасыз ететіндей қабылданады.

123. Технологиялық бақылау көлемі мұнай қаққыштарға:

1) берілген өнімділікті ұстап тұруды;

2) мұнай өнімдері мен қоқырды уақытында жоюды қамтамасыз ететіндей қабылданады.

124. Технологиялық бақылау көлемі қалқымалатқыштарға:

1) берілген өнімділікті ұстап тұруды;

2) эжектор арқылы берілген ауа шығынын ұстап тұруды;

3) тегеурінді бакта берілген қысым мен су деңгейін ұстап тұруды;

4) мұнай өнімдері мен қоқырды уақытында жоюды қамтамасыз ететіндей қабылданады.

125. Технологиялық бақылау көлемі механикалық және сіңіргіш сүзгілерге:

1) сүзгіден өткізудің белгіленген жылдамдығын ұстап тұруды;

2) сүзгілерді қопсытып жуып шаюға уақытында ажыратуды;

3) сүзгілеу циклі ішінде тазартылған суды шығынын өлшеуді;

4) сүзгіден өткізуші қабатты көзбен шолып тексеріп қарау үшін сүзгілерді кезеңдік (3 айда 1 рет) ашуды;

5) төменгі дренаждық жүйені тексеріп қарау үшін сүзгіден өткізу материалын кезеңдік (2 жылда 1 рет) ашуды және шығаруды қамтамасыз ететіндей қабылданады.

126. Құрамында мұнай өнімдері бар ағын суларды тазарту жөніндегі қондырғының жұмысына химиялық бақылауға сынамаларды іріктеп алу және олардың ішіндегі келесі нүктелерде:

1) әрбір қабылдаушы резервуардың кіреберісінде;

2) мұнай қаққыштың әрбір секциясының кіреберісінде (әрбір резервуардың шығаберісінде);

3) әрбір қалқымалатқыштың кіреберісінде (мұнай қаққыштан кейін суды жинау резервуарының шығаберісінде);

4) әрбір сүзгінің кіреберісінде (қалқымалатқыштан кейін суды жинау резервуарының шығаберісінде);

5) әрбір сүзгінің шығаберісінде мұнай өнімдерінің құрамын айқындау кіреді.

127. Тазартылған суды ЖЭС технологиялық мұқтаждықтарына пайдаланған кезде су кермектігін, қышқылдығын, сілтілігін, қышқылдануын, ондағы құрғақ қалдықтың, өлшенген заттар мен тұздың құрамын айқындау кезеңдік (1 айда 2 рет) жүргізіледі.

2-параграф. ЖЭС өнеркәсіптік алаңдарынан өнеркәсіптік-жаңбыр суларын тазарту қондырғыларын іске қосу мен ретке келтіруді жүзеге асыру

128. ЖЭС өнеркәсіптік алаңдарынан өнеркәсіптік-жаңбыр суларын тазарту қондырғыларын іске қосу мен ретке келтіру кезеңділікпен орындалатын кезеңдерге бөлінеді:

1) қондырғы жобасын талдау;

2) жабдықтың монтаждалуын бақылау және іске қосу алдындағы жұмыстарды орындау;

3) қондырғыны іске қосу;

4) қондырғыны технологиялық ретке келтіру.

129. Қондырғылардың жобалау-сметалық құжаттамасын талдаған кезде осы Әдістемелік нұсқаулардың 6, 7 және 8-тармақтарын және Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидалары басшылыққа алынады.

130. Қондырғылардың жобалау-техникалық құжаттамасын талдау кезінде осы Әдістемелік нұсқаулардың 6, 7 және 8-тармақтары мен Техникалық пайдалану қағидалары басшылыққа алынады.

131. ЖЭС өнеркәсіптік алаңдарынан өнеркәсіптік-жаңбыр суларын тазарту қондырғыларындағы іске қосу және ретке келтіру жұмыстары осы Әдістемелік нұсқаулардың 6 және 7-тарауларына сәйкес орындалады.

3-параграф. ЖЭС ағын сулары мен АДҚ және БТҚ регенерациялық суларын кешенді бейтараптандырып тазарту қондырғыларын іске қосу мен ретке келтіруді жүзеге асыру

132. ЖЭС өнеркәсіптік ағын суларды бейтараптандыру жөніндегі кешенді қондырғыға мыналар қамтылады:

1) ЖЭС өнеркәсіптік ағын суларды бейтараптандыруға арналған жабдықтар;

2) РАЖ жуып шаю суларының қалдығын бейтараптандыру мен сусыздандыруға арналған жабдықтар;

3) жылу-механикалық жабдықтарды қышқылмен жуғаннан және консервациялағаннан кейінгі суларды бейтараптандыруға арналған жабдықтар;

4) АДҚ және БТҚ регенерациялық суларын бейтараптандыру жабдықтары.

133. ЖЭС ағын сулары мен АДҚ және БТҚ регенерациялық суларын бейтараптандыру жөніндегі кешенді қондырғыны іске қосуға дайындаған кезде ЖЭС ағын суларды бейтараптандыру қондырғыларын ретке келтірудің үлгілік бағдарламалары басшылыққа алынады.

134. Қондырғылар жабдықтарын тораптық сынамалау техникалық суда жүргізіледі. Тораптық сынамалау процесінде жабдықтар мен құбыржолдарды гидравликалық сынақтан өткізу, реагенттер ерітінділерін дайындау, жұмысқа өлшеу құралдарын енгізу, жабдық жұмысындағы ақаулықтар мен кемістіктерді анықтау жүргізіледі, олар жойылғаннан кейін қондырғылардағы кешенді сынамалау мен ретке келтіру жұмыстарына кіріседі.

135. Қондырғыларды кешенді сынамалау ЖЭС ағын суларда жүргізіледі.

136. Ретке келтіру жұмыстары нәтижелерінің негізінде ЖЭС ағын суларды бейтараптандыру және зарарсыздандыру және қондырғылар жабдықтарын пайдалану технологиясы бойынша режимдік карта жасалады.

137. Бейтараптандыру жөніндегі кешенді қондырғының сұлбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 8-суретіне сәйкес ұсынылады.

138. Кешенді қондырғы бактарының құрылымы құрамында мұнай өнімдері бар ағын суларды тазарту қондырғыларының қабылдаушы резервуарларының құрылымына ұқсас.

139. Қоқырды механикалық сусыздандыру қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру өндіруші зауыттардың нұсқаулықтарына сәйкес жүргізіледі.

140. Ағын суларды бейтараптандыру режимін ретке келтіру көрсеткіштердің оңтайлы мәндерін таңдау бойынша айқындалады:

1) суларды араластыру ұзақтығы;

2) бейтараптандырушы реагенттің жұмыс концентрациясы;

3) қойыртпақты араластыру ұзақтығы;

4) қойыртпақты тұндыру ұзақтығы.

141. РАЖ жуып шаю үшін сілтілі сулар, АДҚ анионитті сүзгілерінің регенерациялық сулары, қазандықтардың үрлеу сулары пайдаланылады.

142. РАЖ жуып шаюға арналған су температурасы құбыржолдар мен бактардың химиялық жабындысының бұзушылықтарына жол бермеу үшін 60

С жоғары емес болып қабылданады.

143. Жуып шаю суларын араластыру қайта айналдыру сорғыларымен және сығылған ауамен жүргізіледі.

144. Араластыру үшін сығылған ауаны пайдаланған кезде сыйымдылығы 400-500 текше метр (бұдан әрі - м³) бактар үшін сығылған ауа магистраліндегі қысым кемінде 0,35 МПа деп белгіленеді. Араластыру 45 минут бойы жүргізіледі.

145. Ағындыларды араластырғаннан кейін су сынамасы алынып, жуып шаю суларының барлық көлемін бейтараптандыруға қажетті сұйық әктің мөлшері V_и.м (м³) айқындалады, ол мынадай формула бойынша есептеледі:

, (2)

мұндағы V_о.в – ағын сулардың жиналған көлемі, м³;

а – ағын сулар сынамасын титрлеуге жіберілген сұйық әктің жұмыс ерітіндісінің мөлшері, миллилитр (бұдан әрі – мл);

V_пр – ағын сулардың іріктеліп алынған сынамасының көлемі, мл.

146. Бейтараптандыру реагенттің жұмыс ерітіндісінің шоғырлануы мөлшерлеудің оңтайлы ұзақтығы үшін іріктеліп таңдалады.

147. 1800-ден 2500 миллиграммға дейінгі – эквивалент/литр (бұдан әрі - мг-экв/л) сұйық әк пайдаланылады.

148. Бейтараптандыру екі кезеңмен жүргізіледі:

1) бірінші кезеңде бейтараптандырушы реагентті 9,0-ге тең қышқылдық мәніне дейін мөлшерлейді, қышқылдық мәнін теңестіру үшін қойыртпақты мұқият араластыру жүргізіледі;

2) екінші кезеңде бейтараптандыру реагентті мөлшерлеуіш сорғымен мөлшерлеу арқылы қышқылдық мәнін 10,0-ге дейін жеткізеді.

149. Бейтараптандыру процесі қышқылдық мәні 7-ге тең болған кезде тоқтатылады. Қышқылдықтың 10-ға тең мәніне дейін одан әрі бейтараптандыру шекті жол берілетін шоғырлану нормаларына сәйкес келетін құрамында ванадий қосылыстары бар тұнған суды алуға мүмкіндік береді.

150. Қойыртпақты қатты фаза бөлінгенге дейін тұндыру РАЖ-ды жуып шайғаннан кейін жуып шаю суларын бейтараптандырудың соңғы операциясы болып табылады. Тұнған суды және қоқырды толық бөлу орташа алғанда 24 сағатта жүзеге асырылады, бұл ретте тұнбаның құрылымын жақсарту үшін қойыртпақты бөлудің алдында оны 2 сағат бойы сығылған ауамен араластыру жүргізіледі.

151. Қойыртпақ тұнған су мен қатты фазаға бөлінгеннен кейін электр станциялары мұқтаждықтарына, қоқыр жинауышқа немесе қоқырды механикалық сусыздандыру құрылғыларына су айдап шығарылады.

152. Жабдықты химиялық тазартудан және консервациялағаннан кейін пайда болатын ағын сулар кешенді қондырғының орталатқыштарына жіберіледі.

153. Орталатқыштардан басқа тазарту құрылыстарының сұлбасына ағындарды қосымша тазартуға арналған бейтараптандырғыш бактар мен қоқырды механикалық сусыздандыру құрылғылары кіреді. Химиялық жуып шаюдың ағын суларын бейтараптандырғыш бактың сұлбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 9-суретіне сәйкес беріледі.

154. Жабдықтарды химиялық тазарту үшін:

1) баяулатқыш тұз қышқылының;

2) гидразин қосылған күкірт немесе тұз қышқылының;

3) төмен молекулярлық қышқылдардың;

4) комплексондар негізіндегі ерітінділер пайдаланылады

155. Жылу-механикалық жабдықтарды химиялық тазартуды өткізген кезде пайда болатын ағын суларды бейтараптандыру және тазарту Қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес жүргізіледі. Бейтараптандыру жөніндегі кешенді қондырғыда ретке келтіру жұмыстарын өткізген кезде қондырғы жұмысына технологиялық және химиялық бақылаудың көлемдері айқындалады, олар:

1) берілген бейтараптандыру режимін ұстап тұруды және ағындарды зарарсыздандыруды;

2) бейтараптандырылған және зарарсыздандырылған ағындарды араластырудың берілген ұзақтығын ұстап тұруды;

3) тұнып тазартылған су мен қоқырды уақытында жоюды;

4) қоқырды сусыздандырудың механикалық құрылғыларының үзіліссіз жұмысын ұстап тұруды;

5) қажет етілетін реагенттерді уақытында дайындауды және үзіліссіз мөлшерлеуді қамтиды.

156. Кешенді қондырғының жұмысын химиялық бақылау сынамаларды іріктеуді және олардың құрамында ванадий, никель, мыс, темір, Б трилоны, гидразин, аммиак қосылыстарын және қондырғының техникалық нұсқаулықтарында көрсетілген бөліктерді айқындауды қамтиды.

157. АДҚ және БТҚ ағын суларына мыналар жатады:

1) құрамында өлшенген заттардың көп мөлшері бар және ұйып әктелген жағдайда жоғары қышқылдығы бар тұнбалағыштардың үрлеп тазартатын сулары;

2) құрамында өлшенген заттардың жоғары мөлшері бар механикалық сүзгілердің жуып шаю сулары;

3) реагенттер қоймасынан қышқыл және сілтілі сулар және құрамында күкірт қышқылының, күйдіргіш сілтінің және бейтарап күкірт қышқылды және хлорлы натрий тұздарының, кальцийдің, магнийдің, темір тотықтарының жоғары мөлшерімен АДҚ ионитті бөлігі бар регенерациялық сулар.

158. Тұнбалағыштардың үрлеп тазарту сулары ағын суларды бейтараптандырудың кешенді қондырғысында өңделеді. Суды өңдеу нәтижесінде пайда болған қоқыр кезеңдік әрекет ететін тұндырғыларда тұндырылғаннан кейін қоқыр үйіндісіне жіберіледі.

159. Үрлеп тазарту суларын сүзгі басқышында өңдеген кезде алынған сусыздандырылған қоқыр көму орындарынан шығарылады, сүзгі басқышта сығылған су мен тұндырғылар мен қоқыр үйінділеріндегі тұнған су механикалық сүзгілерді жуып шаю үшін қайта пайдаланылады.

160. Тұнбалағыштардың үрлеп тазарту сулары күл мен қожды тасымалдау үшін гидрокүл жою жүйесіне, қышқыл ағындар мен РАЖ жуып шаю суларын бейтараптандыруға жіберіледі.

161. Механикалық сүзгілердің жуып шаю сулары тұнбалағыштар болған кезде тұнбалағыштарға берілетін бастапқы суға қосымша су ретінде пайдаланылады.

162. Тұнбалағыштар болмаған кезде механикалық сүзгілерді жуып шаюдан қалған су тұнған суды бастапқы су желісіне қайтару және тұнған қоқырды қоқыр үйіндісіне жою арқылы арнайы тұндырғыда тұндыру арқылы өңделеді немесе гидрокүл және қож жою жүйесінде пайдаланылады, ионитті сүзгілердің регенерациялық суларын жинау және пайдалану жүйесіне жіберіледі.

163. АДҚ және БТҚ регенерациялық сулары жергілікті жағдайларға байланысты:

1) гидрокөлік мұқтаждықтарына пайдалана отырып, гидрокүл жою жүйесіне;

2) есепті жармадағы су қоймасындағы судың сапасына қойылатын санитариялық-гигиеналық және су шаруашылық талаптарды сақтаумен су қоймаларына;

3) қолайлы климаттық жағдайлар болған кезде буландырғыш тоғандарға;

4) техникалық-экономикалық негіздеме болғанда булау қондырғыларына жіберіледі.

164. Қышқыл және сілтілі регенерациялық суларды су қоймасына түсірудің алдында оларды АДҚ және БТҚ ағын суларын бейтараптандыру жөніндегі қондырғыға жібереді.

165. Қондырғының құрамына мынадай жабдықтар кіреді:

1) орталатқыш бактар – 2 дана;

2) бейтараптандырғыш бактар – 2 дана;

3) циркуляциялық сорғылар.

166. АДҚ және БТҚ регенерациялық суларын бейтараптандыру жөніндегі қондырғының сұлбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 10-суретіне сәйкес келтіріледі.

167. Қондырғыдағы іске қосу-ретке келтіру жұмыстарының алдында мыналарға көңіл бөлінеді:

1) бактардың жиынтық сыйымдылығы сүзгілеу блогынан регенерациялық суларды немесе параллель сұлба болғанда тәуліктік шығынды және жете бейтараптандыру үшін реагенттерді қабылдауды қамтамасыз етеді;

2) бактардың коррозияға қарсы жабындысы бар және олар сығылған ауа мен реагенттерді жеткізгішпен жабдықталған;

3) бейтараптандырғыш бактағы суды араластыруға арналған циркуляциялық сорғының сағаттық өнімділігі бейтараптандырғыш бак сыйымдылығының бірден үш бөлігінен астамды құрайды;

4) циркуляциялық сорғылар, бейтараптандырғыш бактар және орталатқыш бактар өлшеу құралдарымен және сынама іріктегіштер нүктелермен жабдықталған.

168. АДҚ және БТҚ ағын суларын түсірген кезде сулардың күрт ауысатын шығыны және ауысым жұмысының шегінде байқалатын қышқылдық мәндерінің айтарлықтай ауытқулары ескеріледі. АДҚ және БТҚ ағын сулары орталатқыш бактарға:

1) қышқыл суларды қышқыл суға арналған бактарға;

2) сілтілі суларды сілтілі суларға арналған бактарға жинайды.

169. Регенерациялық суларды бейтараптандыру бейтараптандырғыш бактарда жүзеге асырылады. Бейтараптандыру кезінде шығатын қоқыр қоқыр үйіндісіне жіберіледі, бейтараптандырудан кейін тазартылған су қайта пайдалануға немесе суға түсіруге жіберіледі.

170. АДҚ және БТҚ регенерациялық суларын бейтараптандырған кезде қышқыл және сілтілі суларды өзара бейтараптандыру пайдаланылады. .

171. АДҚ ағын суларын тәуліктік түсірудің қышқылдығы мен сілтілігі () грамм – эквивалент/текше метр (бұдан әрі - г-экв/м³) келесі формула бойынша айқындалады:

(3)

мұндағы q_к және q_щ – қышқыл мен сілтінің регенерацияға жұмсалуы, грамм- эквивалент/грамм – эквивалент (бұдан әрі - г-экв/г-экв);

және

– судан жойылатын катиондар мен аниондар қосындылары, г-экв/м³;

U – сутекті-катионитті сүзгілерде өңделген су мөлшерінің анионитті сүзгілерде өңделген су мөлшерінен неше есе жоғары екендігін көрсетуші коэффициент.

172.

оң мәндерінде ағын су қышқыл, теріс мәндерінде – сілтілі болады.

173. Регенерациялық суларды бейтараптандырған кезде бейтараптандырушы агент ретінде сілтілі ерітінділер пайдаланылады.

174. Бейтараптандырғыш бактағы ерітіндіні араластыру процесіне– оның жылдамдығына бейтараптандыру процесінің өту жылдамдығы тәуелді болады және бактардың сыйымдылығына көңіл бөлінеді.

175. Бейтараптандырғыш бактағы ерітіндіні араластыру процесі: .

1) пневматикалық (сығылған ауамен);

2) сорғылардың көмегімен механикалық әдістермен жүргізіледі.

176. Бак биіктігінің оның диаметріне арақатынасы бірден артық болып қабылданады.

177. Араластыруға жұмсалған ауа шығыны бейтараптандырғыш бактың көлденең қимасының 1 шаршы метріне (бұдан әрі – м²) 0,8 м³ тең болып қабылданады.

178. Егер АДҚ және БТҚ ағын сулары сілтілі сипатта болса, онда бейтараптандыру үшін қышқылды тура бейтараптандырғыш бакқа қосу арқылы қышқыл реагенттер қосылады.

Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-кесте

Резервуар паркінің аумағындағы жұмыс беттері мен жұмыстарды орындау орындарын жарықтандыру нормалары

Р/с№	Жарықтандырылатын жұмыс беті, жұмыстарды орындау орны	Ең аз жалпы жарықтандыру, люкстер
1	2	3
1	Резервуар паркі	5
2	Резервуар паркіндегі деңгейді өлшеу және ысырмаларды басқару орындары	10
3	Сатылар, қызмет көрсету алаңдары	10
4	Өтпелер: 1) қосалқы 2) негізгі
		0,5 1-3

2-кесте

Резервуар түбінің рұқсат етілетін ауытқулары

Р/с №	Резервуар сыйымдылығы, м3	Рұқсат етілетін ауытқулар, мм
		толтырылмаған резервуарда		толтырылған резервуарда
		6 м қашықтығындағы көрші нүктелер белгілерінің айырмасы	Кез келген басқа нүктелер белгілерінің айырмасы	6 м қашықтығындағы көрші нүктелер белгілерінің айырмасы	Кез келген басқа нүктелер белгілерінің айырмасы
1	2	3	4	5	6
1	700-ден кем	10	25	20	40
2	700-1000	15	40	30	60
3	2000-5000	20	50	40	80
4	10000-20000	10	50	30	80

3-кесте

Құбыржолдарға арналған сынақ қысымының мәндері

Р/с№	Құбыржол	Сынақ қысымы, МПа (кгс/см2)
1	2	3
1	Жұмыс қысымы бар болатты, Мпа: 1) 2-ге дейін; 2) 2-ден артық.	Жұмыс плюс 0,5, бірақ 1-ден кем емес 1,25 коэффициентімен жұмыс
2	Шойынды, МПа: 1) 1-ге дейінгі жұмыс қысымымен нақыштауға арналған түйіспе қосылыстармен; 2) резеңке тығыздағыштарындағы бірдей берік түйіспе қосылыстарымен.	Жұмыс плюс 0,5 Жұмыс плюс 0,8, бірақ зауыттық сынақ қысымы нормасының 0,7-ден артық емес
3	Темірбетонды алдын ала шиеленестірілген	I және II сыныптағы құбырлар үшін жұмыс плюс 0,3, ІII сыныптағы құбырлар үшін жұмыс 0,2
4	Асбестоцементті	Жұмыс плюс 0,3, бірақ су өткізбеушілігіне зауыттық сынақ қысымының 0,5-тен кем емес
5	Полиэтиленді	Жұмыс 1,5 коэффициентімен

4-кесте

Бұрылатын мұнай жинаушы құбырдың сипаттамалары

Р/с №	Құбырдың түрі
1	2	3
1 Қол жетекті құбыр
	Шартты өту диаметрі	300 мм
	Бұрылу бұрышы	60
	Бұрылу уақыты	5 минут
	Сермердегі күш	60 Ньютон
	Салмағы	429,6 кг
Электр жетекті құбыр
	Шартты өту диаметрі	300 мм
	Бұрылу бұрышы	60
	Бұрылу уақыты	11 секунд
	Электр жетек
	Үлгісі	ЭПВ-10-П
	Қуаты	0,42 килоВатт
4-кестенің жалғасы
1	2	3
	Айналу жиілігі	1450 айналым /минута (бұдан әрі - айн/мин)
	Шығаберіс білдектегі ең жоғары айналу сәті	90 Ньютон
	Жалпы салмағы	526,4 килограмм

5-кесте

Тікбұрышты мұнай қаққыштарға арналған қырғыш тетіктің сипаттамалары

Р/с №	Сипаттаманың атауы	Сипаттаманың мәні
1	2	3
2	Шөгіндіні жою ауданы	156 м2
3	Қырғыштар қозғалысының жылдамдығы	7,3 миллиметр/секунда
4	Жетекші білдектің айналу жиілігі	0,334 айн/мин

6-кесте

Мұнай қаққыш жұмысының ықтимал бұзушылықтары, қалпына келтіру жөніндегі қажетті шаралар

Р/с №	Бұзушылық	Себеп	Жою жөніндегі шаралар
1	2	3	4
1	Мұнай қаққыштан кейін мұнай өнімдерінің құрамы нормадан асады	Жұмыс секцияларында мұнай өнімдері мен қоқырдың біршама мөлшерінің жиналып қалуы	Жиналып қалған мұнай өнімдерін жинау және қоқырды жою.
		Ағындардың секциялар бойынша шығындалуының біркелкі болмауының есебінен секциялардағы ағынның жылдамдығын ұлғайту	Секциялар бойынша ағындардың біркелкі бөлінуін тексеру.
		Суағар көлденеңдігінің бұзылуына байланысты мұнай қаққыштың ені бойынша ағынның біркелкі болмауы	Тексеру және бұзылған жағдайда суағардың көлденеңдігін қамтамасыз ету
2	Мұнай өнімдері мұнай жинау құбырларының жүйесі бойынша нашар өтеді (немесе мүлдем өтпейді)	Мұнай өткізу құбырларының бітеліп қалуы Мұнай жинаушы резервуарлардың толып кетуі	Тазалау. Резервуарларды босату
3	Балшықты сұйықтық сорғы станциясының қабылдау камерасына нашар келіп түседі немесе мүлдем түспейді	Балшық құбырының бітеліп қалуы	Мұнай қаққыштың түбіндегі клапандарды жабу, бітеліп қалу орнын айқындау және кейіннен таза сумен жуып шаю арқылы тазарту
4	Жұмыс істеп тұрған гидроэлеваторға айдап шығарылатын қоспа келіп түспейді	Айдап шығаратын құбыржолдың бітеліп қалуы	Тексеруді және тазартуды жүргізу
5	Қырғыш тасымалдағыш жұмыс істеген кезде электрқозғалтқышы ажыратылады (ең жоғары ток бойынша қорғанысы іске қосылады)	Секция түбінде құмның көп мөлшерінің жиналып қалуы	Қырғыш тасымалдағышты тоқтату, құм қабатының биіктігін айқындау және қажет болғанда құмды қопсытып, гидрошайындымен жою.
		Қырғыш тасымалдағыштың беріліс жүйесінің ақаулығы	Секцияны ажыратып, ақаулықты жою.
		Қырғыштың қисаюы немесе сынуы	Сұйықтықты секциядан сорып шығару. Себебін анықтап, ақаулықты жою
6	Қоқыр сорғысының қабылдаушы камерасына үзіліссіз ағын су келіп түседі	Түбіндегі клапан тығыз жабылмаған	Түбіндегі клапанды жабу. Сынған немесе бітеліп қалған жағдайда, секцияны ажырату, сұйықтықты сорып шығару, ақаулықты анықтап жою.
7	Сөніп тұрған мұнай жинаушы құбырларда мұнай жинаушы резервуарға ағын су келіп түседі	Гидроэлеватордан кейін құбыржолдағы бекіткіш арматура тығыз жабылмаған	Арматураны қаптау. Қажет болған жағдайда, сұйықтықты сорып шығару, ақаулықты жою
		Мұнай жинаушы құбырлардың тығыздама қосылыстарының немесе тығыздама толтырмасының ақаулығы	Секцияны ажырату. Мұнай жинаушы құбырлардан төменгі секциядағы ағындар деңгейін төмендету, тығыздама қосылыстарын жөндеу немесе тығыздамаларды толтыру

7-кесте

Флотациялық қондырғының жұмыс режимінің ықтимал бұзушылықтары және оларды жою жөніндегі шаралар

Р/с №	Бұзушылық	Себеп	Жою жөніндегі шаралар
1	2	3	4
1	Сорғы жұмысының тоқтап қалуы (манометрдегі қысымның түсуі)	Сорғының сорушы түтігіне ауаның шамадан тыс берілуі	Ауаны беруді тоқтату, эжектордың ауа кранын жабу. Егер қысым жоғарыламаса, сорғыны тоқтату, ішінен ауаны шығару және қайта іске қосу
2	Флотациялық камерадан суда ауа көпіршіктерінің болмауы немесе аз болуы	Эжектордың нашар жұмысына байланысты ауа берудегі іркілістер	Эжекторды ажырату, ауаны берудегі іркілістер себебін табу және жою
3	Тазартылған судағы мұнай өнімдерінің құрамы 20 мг/л асады	Ағын сулар шығынының күрт өсуі, қалқымалатқышқа келіп түсетін судағы мұнай өнімдері шоғырлануының артуы	Су шығынын азайту, флотациялау алдындағы тазарту торабының жұмысын тексеру

	Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша
	Нысан

Цилиндрлік тік резервуардың төлқұжаты

1. Сыйымдылығы ____________________________________________

2. Маркасы __________________________ № ___________________

3. Төлқұжат жасалған күн _______________________________

4. Орнатылған орны (кәсіпорынның атуы) ________________

5. Резервуардың мәні ___________________________________

6. Резервуарлар элементтерінің негізгі өлшемдері (диаметрі, биіктігі)

_____________________________________________________________

7. Жұмыс сызбаларын орындаған ұйымның атауы және сызбалардың нөмірі

_________________________________________

8. Болатты конструкцияларды өндіруші зауыттың атауы

_____________________________________________________________

9. Резервуарды тұрғызуға қатысқан құрылыс-монтаждау жұмыстарының атауы:

1) ____________ 2) _____________ 3) ______________

______________ _______________ ________________

______________ _______________ ________________

10. Резервуарда орнатылған жабдықтың тізбесі: _________

11. Жобадан ауытқу _____________________________________

12. Монтаждау басталған күн _____________________________________

13. Монтаждау аяқталған күн ____________________________________

14. Резервуарларды әрбір аралық және жалпы сынақтан өткізу басталған және аяқталған күн: ________________

_____________________________________________________________

15. Резервуарды қабылдау және оны пайдалануға беру күні ____________

16. Төлқұжатқа қосымшалар:

Резервуарларды қабылдау жөніндегі техникалық құжаттама

17. Жұмыс сызбалары _______________________________________

18. Дайындалған болатты конструкцияларға арналған зауыттық сертификаттар ___

19. Монтаждау кезінде жобадан ауытқуларды келісу туралы құжаттар.

20. Жасырын жұмыстарды қабылдау актілері _______________________

21. Электродтардың, электродты сымның, флюстердің және монтаждау кезінде

қолданылған өзге де материалдардың сапасын куәландыратын құжаттар ________________

22. Бөлетін осьтерді тексерген және конструкцияларды құрастырған кездегі

геодезиялық өлшемдер сұлбалары _______________________________

23. Пісіріп дәнекерлеу жұмыстарының журналы ____________________

24. Резервуарды сынақтан өткізу актісі __________________________

25. Монтаждау кезінде конструкцияларды пісіріп дәнекерлеуді орындаған

дәнекерлеушілердің оларға берілген цифрлық және әріптік белгілер көрсетілген біліктілігі

туралы куәліктердің (дипломдардың) тізімдемелері ____________________________

26. Пісіріп дәнекерленген монтаждау жіктерін сынау нәтижелерінің құжаттары ___

27. Сәуле түсіру орындарын көрсету сұлбаларымен пісіріп дәнекерленген монтаждау

жіктерін ішке кіретін сәулелеу арқылы сәуле түсіру жөніндегі қорытынды

_________________________________________

28. Монтаждалған жабдықтарды қабылдау актілері

29. Тапсырыс беруші мен құрылыс-монтаждау ұйымдары өкілдерінің қолдары

____________________________________________________

_____________________________________________________________

3. Резервуарды пайдалану жөніндегі техникалық құжаттама (толтыруға арналған нысандар)

1-кесте. Іргетастың шөгуін кезеңдік тексеру

Р/с №	Тексеру күні	Тексеру тәсілі	Тексеру нәтижесі	Тексеруді жүргізген адамның лауазымы, тегі және қолы	Тексеру актісін сақтау орны (іс нөмірі)

2-кесте. Іргетасты жөндеуді жүргізу

Р/с №	Жөндеуден қабылдау күні	Жөндеудің сипаттамасы	Жөндеуге басшылық еткен адамның лауазымы, тегі	Жүргізілген жөндеуге актіні сақтау орны (іс нөмірі)

3-кесте. Резервуардың авариялары

Р/с №	Авария күні	Аварияның сипаттамасы	Аварияның себебі	Авария туралы актіні сақтау орны (іс нөмірі)

4-кесте. Резервуарды жөндеу

Р/с №	Жөндеуден қабылдау күні	Жөндеудің сипаты мен түрі	Жөндеуге не ұшырады	Жөндеу қалай өткізілді	Жөндеудің сапасы мен нәтижелері	Жөндеуге жауапты адамның лауазымы, тегі, аты, әкесінің аты, қолы	Жөндеуге арналған актіні сақтау орны (іс нөмірі)

Жылу электр станцияларының өндірістік ағын суларды тазарту қондырғыларын іске қосу және ретке келтіру әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1 - тарату камерасы, 2 – қабылдаушы резервуарлар, 3 – мұнай қаққыш, 4 – аралық резервуар, 5 – механикалық сүзгі, 6 – көмір сүзгісі, 7 – тазартылған судың резервуары, 8 – ұсталған мұнай өнімінің резервуары, 9 – шөгінді резервуары, 10 – тазартылған суды сүзгілерге беру сорғысы, 11 – сүзгілерді қопсытып жуып жаю сорғысы.

1-сурет. Мұнай өнімдерімен ластанған ағын суларды тазарту қондырғысының сұлбасы.

1 – тазартылатын су резервуары, 2 – эжектор, 3 – айдап қотарушы сорғы, 4 – тегеурінді түйіспелі резервуар, 5 – қалқымалатқыш, 6 – тазартылған су резервуары.

2-сурет. Флотациялық қондырғының сұлбасы.

1 – тазартылатын суды жеткізу, 2 – тазартылған суды бұру, 3 – шөгіндіні жою және қалқымалатқышты босату, 4 – мұнай өнімдерін бұру, 5 – ауаға қанықтырылған суды жеткізу, 6 – суды ауамен қанықтыру үшін бұру.

3-сурет. Дөңгелек темірбетонды а және тікбұрышты металды б қалқымалатқыштардың сұлбалары.

1 - тарату камерасы, 2 – мұнай өнімдерімен ластанған суды жеткізуге арналған құбыр, 3 – қабылдаушы резервуардың корпусы, 4 – орталық тесілген құбыр, 5 – қалқып жүрген мұнай өнімдерін жинауға арналған құйғыш, 6 – шөгіндіні жою құбыржолы, 7 – ұсталған мұнай өнімдерінің ағыны үзілісіндегі төгуші құйғыш, 8 – құйғыш құбыр, 9 – келесі сатыда тазарту үшін суды беру құбыржолы.

4-сурет. Қабылдаушы резервуар.

1 – саңылаулы аражабын, 2 – бұрылатын мұнай жинаушы құбырлар, 3 – гидроэлеватор, 4 – тасымалдаушы.

5-сурет. Мұнай қаққыштардың принципиалды сұлбасы.

1 – жоғарғы таратушы құрылғы, 2 – төменгі таратушы құрылғы, 3 - сүзгілеу материалы, 4 – төменгі сфералық түбінің бетондық негізі.

6-сурет. Диаметрі 3400 мм механикалық сүзгі.

1 - жоғарғы таратушы құрылғы, 2 - төменгі таратушы құрылғы, 3 – белсендірілген көмір, 4 - төменгі сфералық түбінің бетондық негізі

7-сурет. Диаметрі 3000 мм көмір сүзгісі.

1 – РАЖ жуып шаю суларын бейтараптандырушы бактар, 2 – суландырылған қоқырды жинау багы, 3 – химиялық тазарту суларының бейтараптандырушы багы, 4 – орталатқыш бактар, 5 – қоқыр жинақтаушы, 6 – қоқырды РАЖ жуып шаюларынан сусыздандыруға арналған баспақ сүзгі, 7 – қоқырды химиялық тазартудан сусыздандыруға арналған баспақ сүзгі, 8 – сүзінді багы, 9 – 1 бактардағы қоқырды қайта айналдыру сорғысы, 10 – 1 бактардағы тұндырылған суды айдап қотару сорғысы, 11 – қоқырды айдап қотару сорғысы, 12 – бейтараптандырылған суды айдап қотару сорғысы, 13 – 4 бактардағы қоқырды қайта айналдыру сорғысы, 14 – 4 бактардағы тұндырылған суды айдап қотару сорғысы, 15 – сүзінді сорғысы, 16 – химиялық тазартқаннан кейінгі тұндырылған судың сорғысы, 17 – РАЖ жуып шаюларынан кейінгі тұндырылған судың сорғысы.

8-сурет. Кешенді бейтараптандыру қондырғысының сұлбасы.

1 – корпусы, 2 – қайта айналдыру кіреберісінің құбыржолы, 3 – қоқыр шығаберісінің құбыржолы, 4 – бейтараптандырушы бактан айдап қотару құбыржолы, 5 – ауаны жеткізу құбыржолы.

9-сурет. Химиялық жуып шаюлардың ағын суларын бейтараптандырушы бак.

1 – қышқыл суларды жинау багы, 2 – сілтілі суларды жинау багы, 3 – бейтараптандырушы бак, 4 – қайта айналдыру сорғысы.

10-сурет. АДҚ ағын суларын бейтараптандыру қондырғысының сұлбасы.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 8-қосымша

Газ-мазуттық қазандықтардың жану процесін реттеу жүйесін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Газ-мазуттық қазандықтардың жану процесін реттеу жүйесін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу энергетикалық қондырғыларды автоматты реттеу жүйелеріне қолданылады әрі газ-мазуттық қазандықтардың жану процесінің автоматты реттеу жүйесін құру бойынша схемалық ұсынымдарды қамтиды.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) автоматты реттеу жүйесі – берілген физикалық шамалардың тұрақтылығын ұстап тұру жүйесі;

2) объектінің динамикалық сипаттамасы – кіріс ауытқу параметрлерінің вариацияларынан шығу шамасының уақытында өзгеруінің тәуелділігін белгілейтін теңдеу;

3) объектінің статикалық сипаттамасы – орныққан әртүрлі режимдерде реттелетін шаманың реттеушілік ықпалға тәуелділігі;

4) реттеуші орган – басқарылатын объектіге тікелей ықпал ететін әсерлер тізбегіндегі элемент;

5) Вентури құбыры – газдар мен сұйықтықтар ағынының шығысын немесе жылдамдығын өлшеуге арналған, құбыржолдың жарығына қосылатын түтігі бар құбыр болып табылатын құрылғы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Газ-мазуттық қазандықтардың жану процесін автоматты реттеу жүйелері бойынша схемалық шешімдер

3. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 1, 2, 3, 4 және 5-суреттеріне сәйкес электр станцияларындаға жану процесін реттеудің автоматты жүйелерінің құрылымдық схемалары ұсынылған.

Газдың және мазуттың қазандыққа қарай шығысын (қысымын) реттеудің құрылымдық схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 1-суретіне сәйкес екі реттеуіштен – қуатты реттеуші интегратордан ортақ міндеті бар газ реттеуішінен және мазут реттеуішінен тұрады.

Реттеуіштер кірісіне арнайы ажыратып-қосқыш арқылы отын шығысы мен қысым сигналдары қосылады. Екі сигнал да қазандық жүктемесінен өзінің статикалық тәуелділігіне сәйкес алдын ала түрлендірілген. Бөлек жағу кезінде отын шығыстары реттеледі. Газдың жұмсалуын (G_Г) өлшеу мына формула бойынша өлшеу құрылғысының алдында қысым бойынша түзетуді ескере отырып есептеледі:

, (1)

мұндағы

- газдың өлшеу құрылғысындағы қысымының құбылуы;

р - ағымдағы қысым;

р_р - есептік қысым, ол бір килограмм-күш/шаршы сантиметрге (бұдан әрі – кгс/см)² тең.

4. Абсолюттік қысымды өлшейтін датчиктер пайдаланылған кезде газдың шығысы мына формула бойынша анықталады:

, (2)

5. Қоспаға жұмыс істеген кезде қысымы реттеледі. Газ бен мазут жағылатын оттықтардың үйлесімділігі кез келген болуы мүмкін, ал жылу өнімділігі автоматты түрде бірдей мәнде ұсталады. Жүктеме өзгерген кезде отын түрлерінің бірін тиянақтауға газ және мазут жағылатын жағу құрылғыларының сандық құрамын қайта бөлу есебінен қол жеткізіледі.

6. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2-суретіне сәйкес газ шығысы немесе мазут шығысы қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасындағы жетекші сигнал болып табылады.

Бірлесіп жағу режимінде реттеуіштің жұмыс қабілеттілігін қамтамасыз ету үшін отынның осы түрлері бойынша жиынтық сигналды пайдалану аз шағыстарды өлшеудің төмен сенімділігі салдарынан мүмкін емес. Шығыстар және ауаның қысымы реттелетін параметрлер болып табылады.

7. Қуатты қазандықтарда 2 үрлеу желдеткіштерінің бағыттаушы аппараттарының атқарушы тетіктерні басқару:

1) осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2-суретіне сәйкес қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес дәйекті схема бойынша;

2) осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 4-суретіне сәйкес ауа беру шығысын реттеу жүйесінің құрылымдық схемасына сәйкес қатар үндестіру схемасы бойынша жүргізіледі.

Үндестіру схемасы, егер осы сәтте басқасына автоматты әсер ету мүмкін болмаса, бір немесе бір мезгілде екі бағыттаушы аппараттарды басқару мүмкіндігін көздейді.

8. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 3-суретіне сәйкес түтін газдарындағы оттегінің құрамы бойынша жалпы ауа шығысын түзетудің құрылымдық схемасына сәйкес оттегі бойынша түзетуші реттеуіштің кірісінде статикалық тәуелділікті қалыптастыру үшін қазандық немесе энергетикалық блоктың жүктемесін неғұрлым толық сипаттайтын бірнеше қолданыстағы сигналдарың бірі қолданылады:

1) генератордың электр қуаты;

2) отын шығысы;

3) бу шығысы.

9. Түзету схемасында газ жағу кезінде – жанудың (q₃) химиялық толық еместігін және мазут жағу кезінде – жанудың (q₄) механикалық толық еместігін айқындайтын сигналдар көзделеді. Осы сигналдардың қазандықтың динамикалық жұмыс режимдерінде пайда болуы бағыттаушы аппараттарды бүркемелеу жағына қарай реттеуіш жұмысына бір мезгілде тыйым сала отырып, ауа шығысының қысқа мерзімді ұлғаюын туындатады.

Көрсетілген сигналдарды "отын – ауа" арақатынасын түзету үшін статикалық режимде пайдалану жанудың химиялық және механикалық толық еместігі мәнінен (q₃) және (q₄) аспаптары көрсеткіштерінің толық емес бір мәнді тәуелділігі салдарынан мүмкін емес.

10. Ыдыратуды реттеуіш осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 5-суретіне сәйкес қазандық оттығындағы ыдырауды реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес қазандық оттығының жоғарғы бөлігінде түтін газдарының қысымын тұрақтандырады.

Реттеуіштің сыртқы толқуларды өңдеуін жеделдету үшін оның кірісіне ауаның қазандыққа шығысы бойынша динамикалық түрлендірілген сигнал келіп түседі.

11. Ауаны қазандыққа беру процесін Вентури құбырларынан ауа шығысы бойынша импульсті пайдалана отырып автоматтандыру оңтайлы шешім. Мұндай құрылғылар тегеуріннен қайтарымсыз шығыннан ең төменгі мәнін алуға мүмкіндік береді. Шығыс бойынша сигнал қазандықтардағы жағу құрылғыларының бір бөлігін ажырату және қосу кезінде бұл операциялар режимдік факторлармен көзделген жерлерде реттеуіштің жұмысқа қабілеттілігін қамтамасыз етеді.

12. Вентури құбырларын орнату көзделмеген қазандықтар үшін регенеративті ауа жылытқыштың (бұдан әрі – РАЖ) артындағы бөгеттегі ауа қысымы реттелетін параметр ретінде қабылданады.

Жүктемеден болатын қысымның статикалық сипаттамасы желілік болып табылмайды және оны желілік түрге түрлендіру үшін реттеуіштің схемасына шаршы түбірді табу элементі енгізіледі. Шығыс өзгерісінің реттелетін диапазонындағы статикалық сипаттаманың қисық сызығы желілік ретінде қабылданады.

13. Ауа қысымы бойынша сигналды пайдалану кезінде кейбір қазандықтар конструкциясының ерекшеліктері ескеріледі, тегеурінді желілердің түтін газдары рециркуляциясының түтінсорғысынан (бұдан әрі – ГРТ) болатын ойымы қазандық оттығына емес, ұлғаю жағына қарай, ал келтіруші ауа құбырлары жалпы қораптан оттықтарға дейін жүргізіледі. ГРТ рециркуляцисының дәрежесін ұлғаю жағына қарай өзгерту келтіруші ауа құбырларында қысымның артуына және бөгетте үрлеу желдеткішінің (бұдан әрі – ҮЖ) ішінара босауына әкеп соғады. Ауа шығысын төмендету рециркуляция газдарын қосымша қосу есебінен және АҚ-ның бағыттаушы аппараттарын жасыратын ауа реттеуіштің жалған жұмысы есебінен болады.

14. ГРТ жүктемесінің өзгертуіне байланысты реттеуіштің жұмысындағы жағымсыз әсерді бейтараптандыру үшін реттеуіштің схемасына ГРТ бағыттаушы аппараттары жағдайының жиыны бойынша сигнал енгізіледі. Бұл сигналдың жұмысы ГРТ рециркуляциясы дәрежесінің өзгеруіне байланысты ауа қысымының өзгеруін өтеуге бағытталған және реттеуіштің ҮЖ-ны жүктеу немесе ГРТ жүктемесін бақыттаушы аппараттарының орнын ауыстырған кезде бөгеттегі ауы қысымының жоғарылауымен немесе төмендеуімен айқындалатын шамаға азайту бағытында іске қосылуын туындатады.

15. Қазандыққа ауа беруді реттеу жүйесінің құрылымдық схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 4-суретіне сәйкес көрсетілген.

ҮЖ-ның кез келген бағыттаушы аппаратын басқаруды қол режиміне ауыстырған кезде үндестіру схемасы қысым түрлендіргіштердің (бұдан әрі – ҚТ) кірісінен ажыратылады және реттеу бағыттаушы аппараттың жұмыс істеп тұрған біреуімен жүзеге асырылады.

16. Жүктемені төмендету кезінде жекелеген жанарғыларды ажырату бу-механикалық бүріккіштермен жабдықталған буды шашыратпайтын бүріккіштерде мазут жағатын қазандықтарға арналған жабдықтардың жұмыс қабілетіне және газ жағу кезінде қажетті шарт болып табылады.

17. Қазандықтардың жану процесін автоматты реттеу схемасында жалпы ауаны реттеуіш жағылатын отынның қысымы бойынша тапсырмаларға сәйкес РАЖ артындағы бөгеттегі қысымды ұстап тұрады. Бұл қысымдардың арақатынасы режимдік картадан таңдап алынады және отынның түрі мен жұмыс істейтін жанарғылар санына ғана тәуелді қазандықтың осы түрі үшін тұрақты болып табылады. Мазут қысымы мен ауа қысымының статикалық сипаттамалары алты жанарғыдан сегізге ауысқан кезде ығысады, бірақ олардың күрделілігі болар болмас өзгереді. Ауа қысымының отын қысымына тәуелділігі жанарғы құрылғысының кез келген құрамында шамамен бірдей сипатқа ие болады. Жанарғыларды ажырату немесе қосу кезінде жалпы ауа реттеуіші қосымша теңшеусіз отын қысымы бойынша тапсырмаға сәйкес жанарғылар алдындағы ауа қысымын орнатады. Егер көрсетілген тапсырма қазандық жүктемесінің мәніне сәйкес келетін болса, онда ауаның қалыптасқан шығысы жүктемеге сәйкес келеді.

18. Отын реттеуіш каскадты схема бойынша орындалды. Тұрақтандырушы контур оттегі бойынша түзетуші реттеуіштен келіп түсетін тапсырмаға сәйкес реттеуіш клапанның отын қысымын ұстап тұрады. Түзетуші берілген жүктемеге барабар отынның шығысын ұсытап тұрады. Жанарғы құрылғыларының саны аз қазандықтар үшін жанарғыларды ажырату – қосу кезінде жануды тұрақтантыру талап етіледі.

19. Схемада отын қысымын реттеуішке автоматты тапсырма қалыптастырылады, ол қазандықтың жүктемесімен анықталады. Отынның бұрынғы шығысын сақтау үшін жұмыс істейтін жанарғылар саны өзгерген кезде реттеуіш клапанды жаңа жағдайға ауыстырады. Бұл ретте жанарғылар алдында жанарғы құрылғыларының жаңа құрамында қазандыққа отынның бастапқы шығысын қамтамасыз ететін қысым белгіленеді.

20. Жалпы ауаны реттеуіш ауа қысымын жаңа орнатылған отын қысымына сәйкес келтіреді. Мұнымен жанарғылар қайта қосылғанға дейін болған ауа шығысы және "отын-ауа" арақатынасы қалпына келтіріледі.

3-тарау. Жөндеу жұмыстарын орындаудың негізгі кезеңдері

21. Жану процесін автоматты реттеу жүйесін (бұдан әрі – АРЖ) жөндеу негізгі технологиялық жабдықтың автоматтандыру талаптарына сәйкестігі тұрғысынан оның жай-күйін талдаудан басталады. АРЖ-ға қатысты жану процесіне мыналар:

1) газ бен мазуттың қазандыққа берілуін реттеуші органдардың жай-күйі, түрі мен сипаттамалары;

2) атқарушы құрылғылар және олардың түтінсорғылар мен ҮЖ аппараттарымен бағыттаушы буындасуы;

3) өлшеу тәсілдері және қазандыққа отын мен ауа берілуінің шығыстарын өлшеу құрылғыларының жай-күйі;

4) жанарғы құрылғыларының түрі мен олардың жұмыс диапазоны;

5) газ-ауа жолындағы пульсация;

6) реттеуіштердің жұмысына жабдықтың режимдік және конструкциялық ерекшеліктерінің әсері айқындалады.

22. ҮЖ мен түтінсорғылардың бағыттаушы аппараттарына әсер ететін атқарушы құрылғылардың техникалық жай-күйін айқындау кезінде бағыттаушы аппараттардың жылжымалы шығыршықтарының тетігі бар электрлік атқарушы механизмнің қос иінінің буындасуындағы жүрістің бірқалыпты болуы мен люфт тексеріледі. Люфттің қатысуы міндетті, бірақ үдемелі сипатқа ие тораптардың монтаждалуын бақылау кезінде ол тетіктер мен тартқыш ашаның диаметрлерінің мөлшері жағынан жақын шарнирлі қосылысын қамтамасыз ету есебінен азайтылады.

23. Бағыттаушы аппараттардың толық ашылған кездегі жағдайы және жабылған кездегі тығыздық дәрежесі:

1) ҮЖ үшін блокты тоқтатқан кезде;

2) түтінсорғылар үшін жөндеу кезінде тексеріледі.

24. Электр станцияларындағы мазут шығысын өлшеу үшін жұмыс істеу қағидаттары тарылту құрылғысындағы қысымның ауытқуын өлшеуге негізделген құрылғы пайдаланылады. Өлшеу құрылғысын тексеру бөлу түтіктері мен импульстік желілердің тығыздығын көзбен шолып бақылаудан тұрады. Мазут аққан іздер болған жағдайда, датчик шешіп алынады да, түтіктер мен импульстік желілерге бумен үрленеді және ыстық сумен жуылады. Мазутпен ластанған датчик жаңасына ауыстырылады. Мазуттың ағуының сыртқы белгілері болмаған кезде (түтік, импульстік желілер және датчиктің салынбалы сомыны таза) отынның шығысы өзгерген кезде реттеу схемасы бойынша пайдаланылатын дифманометрден шығатын сигналдың өзгеру жылдамдығы тексеріледі. Мазут клапанын ауыстырумен бір уақытта датчик сигналы жаңа мәнде белгіленеді. Түтіктер мен импульстік желілер дроссельдік құрылғы тарапынан оқшауланады және мазут құбырына орналастырылады.

25. Вентури құбырлары арқылы ауа шығысын өлшеген кезде "плюс" және "минус" импультерін іріктеу ауа құбырының периметрі бойынша төрт нүктеде жүргізіледі. Бастапқы іріктеулер датчиктің импульстік желілері қосылатын орташаландырушы шығыршықтар арқылы біріктіріледі. Қосу бұрандалы қосылыс арқылы ауа құбырының жоғарғы бөлігінде жүргізіледі. Іріктеу құрылғылары бітеліп қалған жағдайда импульстік желі ажыратылады және орташаландырушы шығыршық үрленеді. Дәнекерлеп қосу кезінде қосылған жерде бітеуіштің астынан бұрандасы бар үрлеуге арналған тесік көзделеді.

26. Қазандықта ауа шығысын өлшеу құрылғылары болмаған кезде реттеуіш схемасы РАЖ артынан ауа қысымы бойынша импульс пайдаланыла отырып іске асырылады. РАЖ-дан кейінгі бөгеттегі қысым сигналы іске қосылады.

27. Қазандықта бу-механикалық бүріккіштердің болуы арқылы қазандық жүктемелердің кең диапазонында жұмыс істеген кездегі жанарғы құрылғылары құрамының тұрақтылығы қамтамасыз етіледі. Бұл жағдайда бүріккіштердің бітеліп қалуы азаяды, қазандық алдындағы қысым режимдік картаға сәйкес ұсталады және отын реттеуіштің статикалық теңшелімі өзгеріссіз сақталады.

28. Мазут жағатын қазандықтарда жану процесін автоматтандыру кезінде отын реттеуіштің құрылымы қарапайым болады және отын қысымы мен шығысын ұстап тұру режимінде жұмыс істейді.

29. Булы шашыратусыз бүріккіштермен жабдықталған қазандықтарда мазутпен жұмыс істеген және жүктеме азайтылған кезде жекелеген жанарғыларды немесе олардың топтарын ажырату сөзсіз орын алады. Отын реттеуіштің құрылымындағы берілген жүктемені сақтау үшін мазут шығыстары бойынша сигнал көзделеді.

30. Мазут жағатын қазандықта отын реттеуішті жөндемес бұрын қазандық шегіндегі мазут рециркуляциясының клапаны толығымен жабық болуы қадағаланады.

31. Газ-ауа жолы параметрлерінің пульсациясы қазандық жұмысының қасиеті болып табылады. Ыдыратуды және жалпы ауа шығысын реттеуіштерінің жиі іске қосылуын болдырмау үшін осы пульсациялардың жоғары жиілікті құрамдас бөлігі шығарылатын реттеуіш аппаратурасының құрамына кіретін меншікті сүзгілеу элементтерінің есебінен басылады. Төмен жиілікті құрамдас бөлік РАЖ жұмысымен байланысты және оның айналу жиілігімен айқындалады.

32. Оттықта ыдыраудың немесе ауа қысымының ауытқулары анық болған кезде реттеуіштің кірісіне берілген жиіліктің мерзімдік толқуларын өткізбейтін таңдау сүзгісін пайдаланылады.

33. Ретсіз сипатқа ие пульсациялар датчик кірісіне орнатылатын механикалық сүзгілермен басылады. Сүзгі барынша ықтимал амплитудадағы пульсацияларды басуға және датчиктің сезімталдығын төмендетуге бағдарлана отырып теңшеледі.

34. Жұмыс істеп тұрған қазандықтағы жану процесін реттеуіштерді жөндеуге жедел және жөндеу персоналына сауалнама жүргізу және қолданыстағы пайдалану құжаттамасын зерделеу арқылы кіріседі және тікелей көзбен шолып бақылау жолымен жабдық жұмысының режимдік ерекшеліктерімен және отынды жағудың:

1) бір түрдегі отынды жағу;

2) бөлек – екі түрін;

3) бөлек-бірлескен тәсілдерімен танысады.

35. Жану процесін реттеу жүйелері жөніндегі қолданыстағы схемалық шешімдер тәуліктік диспетчерлік жүктеме графигіне сәйкес бір қазандықтағы мазут шығысы бір уақытта өзгерген кезде берілген мәндегі газ шығысын тұрақтандыруды қамтамасыз ете отырып таңдалады. Қазандықта тартқыш немесе үрлеу бойынша шектеулер болған кезде реттеуіштерді жөндеу осы шектеулер жойылатын жөндеуден кейінгі кезеңге ауыстырылады.

Қазандықтың оттығына рециркуляция газдары берілген кезде жалпы ауа реттеуішінің схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2, 3 және 4-суреттеріне сәйкес қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасына, түтін газдарындағы оттегінің құрамы бойынша жалпы ауа шығысын түзетудің құрылымдық схемасына, ауа беру шығысын реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес ГРТ-ның бағыттаушы аппараттарының қалпына сигналсыз келтіріледі.

Жанарғылардың ауа құбырларына ГРТ тегеурінді желілері ойып орнатылған кезде, бірақ ауа шығысы бойынша өлшеу құрылғылары болғанда, қазандыққа ауаның берілуі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2 және 3-суреттеріне сәйкес қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасына, түтін газдарындағы оттегінің құрамы бойынша жалпы ауа шығысын түзетудің құрылымдық схемасына сәйкес басқарылады. Егер, ауа шығысын өлшеу жүргізілмесе, осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 4-суретіне ауысу керек.

36. Құралдар паркінің жағдайы:

1) датчиктер;

2) іске қосу құрылғылары;

3) аппаратуралар тексеріледі.

37. Жану АРЖ ұқсас және микропроцессорлық техникалық құралдарда орындалады.

38. Жұмыс істеп тұрған электр станциясында микропроцессорлық техника болған кезде монтаждау жұмыстарының көлемі қысқарады.

Микропроцессорлық аспаптар қолданыстағы панельдерге орнатылпды, бағыттау аппараттарын және отын клапандарын жеке қашықтықтан басқару схемасы өзгеріссіз сақталады. Объектіге орнатар алдында зауыттық нұсқаулықтар көлемінде қоректендіру блоктарымен бірге датчиктерге зертханалық тексеру жүргізіледі.

39. Қолданыстағы қазандықтың режимдік картасы жану процесін реттеу жүйесін енгізумен айналысатын электр станцияларының жедел технологиялық персоналы мен жану процесін реттеу жүйесін енгізумен айналысатын жөндеушілер үшін жұмыс құжаты ретінде қабылданады. Режимдік карта жалпы ауа реттеуішінің "отын-ауа", "жүктеме-оттегі" арақатынасын статикалық теңшеуге арналған соңғы деректерді алу көзі ретінде қабылданады.

40. Режимдік карта жасалмаған жаңа қазандықтар жөндеу жұмыстарын орындау кезінде реттеуіштерді статикалық теңшеуге арналған бастапқы деректер ағымдағы пайдалану режимінің негізінде айқындалады.

41. Газдағы және мазуттағы клапандарды реттеуіштердің шығыс сипаттамалары туралы ақпарат қазандықтың қалыпты жұмысы барысында алынады. Ол үшін жүктемелердің реттеуші диапазонында бірнеше нүктеде "клапанның қалпы – отын шығысы" тәуелділігі жойылады. Негізгі шарт – отынның клапан алдындағы қысымының тұрақтылығы және жағу құрылығыларының өзгеріссіз саны.

42. Жану процесін реттеуіштердің динамикалық күйін есептеу үшін сынаның қисық сыздықтары алып тасталады. Сынаның қисық сыздықтарын алып тастау жөніндегі сынақтар мына параметрлер үшін электр станциясының бас инженері бекіткен бағдарлама бойынша жүргізіледі:

1) отын беруді реттейтін клапан ауытқыған кезде отынның шығысы мен қысымы;

2) ҮЖ бағыттаушы аппараттары бірдей ауытқыған кезде ауаның шығысы мен қысымы;

3) ауаның шығысы мен қысымы ауытқыған кезде жұмсалған газдардағы оттегінің құрамы;

4) түтінсорғының бағыттаушы аппарттары бірдей ауытқыған оттықтағы ыдырау.

43. Алынған бастапқы деректердің негізінде реттеуіштер күйінің статикалық және динамикалық параметрлерін есептеу жолымен айқындау – жөндеу жұмыстарын орындау сатыларының бірі. Теңшеудің міндеті – оңтайлы реттеу процесін қамтамасыз ететін реттеуіштің теңшеу параметрлерін таңдау және белгілеу. Оңтайлы реттеу процесін қанағаттандыратын негізгі талап – ауыспалы режимнің сөну қарқыны.

44. Қолданылатын реттеуіштің техникалық шарттарына сәйкес көршілес екі оң (А₁ және А₃) амплитуда айырмасының көршілес амплитудалардың біріншісіне реттеудің өтпелі процесінің графигіндегі қатынасы сөну дәрежесі (

) ретінде қабылданады:

(3)

1) сөну дәрежесі

нөлге тең, егер 3 амплитуда 1-ге тең болса – процесс сөнбейтін;

2) сөну дәрежесі

бірге тең, егер 3 амплитуда нөлге тең болса – өтпелі процестің апериодтық нысаны.

45. Реттеудің оңтайлы процесін (

0.75-0.9 шегінде) алуға реттеуіш күйінің динамикалық параметрлерін дұрыс таңдау есебінен қол жеткізіледі. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 6-суретіне сәйкес жеткілікті инерциялыққа ие өзін-өзі тегістейтін объектілерде бір контурлы тұйық АРЖ-да пропорционалды-интегралдық (бұдан әрі – ПИ) реттеуіштердің динамикалық күйінің параметрлерін айқындау үшін номограммалар келтірілген.

46. Автоматты реттеу жүйесінің теңшеу осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 6-суретіне және 1-кестесіне сәйкес нонограммаға және ПИ-реттеуіштің динамикалық күйінің параметрлерін айқындауға арналған кестеге сәйкес реттеуішті статикалық теңшеу жолымен параметрлердің талап етілетін арақатынастарын қамтамасыз ету арқылы айқындалады.

47. Жану процесін автоматты реттеу жүйесі бойынша монтаждау жұмыстары аяқталғаннан кейін жұмысқа функционалдық әзірлік тексеріледі:

1) реттеуіштің кіріс және шығыс тізбектерінің тұтастығы тексеріледі;

2) кіріс арналарының жарамдылығы реттеуішке тікелей кірістегі датчик сигналын өлшеу және оны технологиялық параметрдің ағымдағы мәнімен салыстыру арқылы тексеріледі;

3) жұмыс істемейтін қазандықта датчик орнатылған жердегі сигнал имитацияланады.

48. Реттеуішке кірісте сигнал болмаған кезде датчик тізбектері шырылдайды. Егер сигнал бұрмаланған түрде өтсе, барлық кіріс тізбектері датчиктен басқа тұтынушыларға сигнал көбейген жағдайда, қорғаныс тұрақтандырғыштарының дұрыс орнатылуы тұрғысынан қадағаланады.

49. Кіріс арналарын фазалау реттеуіш жұмысының технологиялық алгоритміне сәйкес арна бойынша сигнал мәнін өзгерту және оны құралдың реттеуіш теңгерімсіздігінің сигналын өзгерту белгісімен салыстыру арқылы жүзеге асырылады.

50. Басқару тізбектерінің жарамдылығы атқарушы механизмнің бір немесе басқа жаққа қарай қысқа мерзімді автоматты әсері арқылы тексеріледі. Басқарушы әсерді фазалау нақтыланады.

51. Реттеуіштерге осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 6-суретіне сәйкес сынаның қисық сыздықтарының уақыттық сипаттамалары негізінде номограммалар бойынша есепте жолымен айқындалған динамикалық теңшеу параметрлері орнатылады.

52. Реттеуіште есептік теңшеу параметрлері орнатылғаннан кейін оны сынап көру үшін қосу жүргізіледі. Өзгермейтін жүктеме кезінде және жасанды жасалатын ауытқулар болмаса, реттеуіш жұмысы ауытқу туғызбай тексеріледі, одан кейін реттеуішті сынау жүргізіледі.

53. Жөндеу сынақтарын өткізбес бұрын:

1) сынақ мақсаты;

2) оларды өткізу шарттары (қазандықтың немесе энергоблоктың жүктемесі, жұмыс істейтін механизмдер мен жанарғылардың саны);

3) келтірілген ауытқулардың типі мен саны;

4) өтпелі процестің болжамды ұзақтығы;

5) сынақты аяқтау шарттары;

6) жауапты тұлғалар көрсетілетін (әрбір реттеуішке жеке-жеке немесе реттеуіштердің топтарына) бағдарлама жасалады және электр станциясының бас инженерінде бекітіледі.

54. Реттеуіштерді пайдалануға беру үшін осы Әдістемелік нұсқаулардың 53-тармағына сәйкес қабылдау-тапсыру сынақтарын жүргізу жөнінде бағдарлама жасалады.

55. Сынақтар жүргізу кезінде ауытқуларды қол өлшеуіштер және реттеуші орган жасайды.

56. Есептеу мәндеріне қатысты динамикалық күйдің параметрлерін түзетудің жалпы тәсілі:

1) әрбір тәжірибеде күй параметрлерінің екеуінің біреуі ғана өзгереді (реттеуіштің беру коэффициенті немесе интеграциялау уақыты);

2) егер өтпелі процестің ауытқушылығы мардымсыз, бірақ ұзақтығы көп болса, онда реттеуіштің беру коэффициенті ұлғайталыды, ал интеграциялау уақыты азайтылады;

3) егер реттеуші орган сипаттамасының күрделілігі қалыпты болған кезде өтпелі процестің ауытқушылық сипаты өте айқын болса, онда реттеуіштің беру коэффициенті азайтылады;

4) егер ауыспалы процестің ауытқушылығы әлсіз (тепе-теңдік жағдайға қатысты реттелетін параметрдің 4 әр полярлы ауытқуы) және ұзақтығы аз болса, онда ол оңтайлыға жақын.

57. Егер жану процесін реттеу объектілері үшін қандай да бір себептермен сынаның қисық сызықтарын алу мүмкін болмаса, онда реттеуіштердің динамикалық күйінің параметрлерін айқындау эксперименталды түрде орындалады. Реттеуішті алғашқы сынақтық қосу үшін ауытқушы немесе ажыраушы өтпелі процестің туындауына жол бермейтін теңшеулер орнатылады.

58. Отынды, ауаны беруді және отынды ыдыратуды реттейтін тез әсер ететін контурлар теңшелгеннен кейін реттеуіш жұмыста қалдырылады және "отын – ауа" арақатынасының статикалық күйінің есептік мәні анықталады. Оттегі бойынша түзетуші реттеушінің статикалық және динамикалық күйі сынаның қисық сызығы мен қазандықтың режимдік картасының негізінде айқындалады. Түзетуші реттеушіге динамикалық сынақ жүргізу кезінде ауытқу жанудың химиялық немесе механикалық толық болмауының туындауына жол бермеу үшін қол өлшеуішпен алдымен үлкен жағына қарай, кейін кіші жағына қарай жасалады.

59. Теңшеудің және реттеуіштер жұмысына жану процесін енгізудің кезеңділігі:

1) ыдыратушы реттеуіштің теңшеу және жұмысқа енгізу;

2) отын реттеуішін теңшеу және жұмысқа енгізу;

3) жалпы ауа реттеуішін теңшеу және жұмысқа енгізу.

60. Екі атқарушы механизмнің үндесу схемасын теңшеу осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2 және 5-суреттеріне сәйкес қазандық оттығының ыдырауын реттеудің құрылымдық схемасына, қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес жүргізіледі. Негізгі және әсер беретін арна бойынша беру коэффициенттері бірдей және барынша жоғары етіп белгіленеді.

61. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 4-суретіне сәйкес ауа беру шығысын реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес үндесу екі реттеуіш арқылы бір мезгілде жүргізіледі.

Әр реттеуіш бағыттаушы аппараттар қалпының айырмасы бойынша сигналды орындайды және осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2 және 5-суреттеріне сәйкес қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасына, қазандық оттығындағы ыдырауды реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес үндесу схемасын іске асыратын реттегіштен еш айырмасы болмайды.

62. Реттеуіштерді динамикалық теңшеу қазандық реттеу диапазонының төменгі шекарасына жақын жүктемелген кезде жүргізіледі, өйткені көптеген жылу энергетикалық объектілердің күшею коэффициенттері жүктеме төмендеген кезде арта түседі. Дұрыс таңдап алынған теңшеу реттеуіштердің анағұрлым жоғары жүктемелерде де тұрақты жұмысына кепілдік беретін болады. Тез әрекет ететін реттеуіштер үшін көрсетілген талап міндетті болып табылмайды.

63. Реттеуіштерді теңшеуді динамикалық параметрлері түзетіледі. Беру коэффициенті мен интеграциялау уақытының кейбір мәндерінде реттеуіш төмен жүктемеде жоғары тез әрекет етуді қамтамасыз етеді, бірақ ең жоғары өнімділік кезінде, өтпелі процесс созылмалы болады. Егер теңшеу параметрлерінің компромисті мәнін іріктеумен реттеудің қанағаттандырарлық сапасына қол жеткізілмесе, барлық жүктемелерде автоматты қайта теңшеуге көшеді.

64. Әртүрлі жүктемелерде реттеуіштің оңтайлы жұмысын қамтамасыз ететін беру және интеграциялау уақытының коэффициентіне тәуелділік есептеу жолымен немесе эксперименталды түрде айқындалады.

65. Ыдыратуды реттеуіштің схемасында ауа шығыстары бойынша немесе "отын – ауа" арақатынасының реттеуіштерінде отын шығыстары бойынша динамикалық сигналдарды теңшеу жану процесінің реттеуіштерін жөндеу ретінде сынақтан өткізіліп, жұмысқа қосылғаннан кейін жүргізіледі.

66. Реттеуіштерді оңтайлы теңшеу негізгі ауытқу кезінде тұйық реттеу жүйесінің орнықты жұмысының шарттарынан айқындалады:

1) динамикада (мысалы, қазандық жүктемесі өзгерген кезде) саралаушының әрекеті реттеуші органның қалпын болжамды ауытқуды жою жағына қарай алдын ала өзгерту мақсатында реттеуішке алдын ала әсерді қамтамасыз ету ретінде қабылданады;

2) саралаушының ықпалы (мәні жағынан да, ұзақтығы жағынан да) оның әсеріндегі реттелетін параметр өзінің мәнін ауытқуға қарсы жаққа қарай өзгертпеуі үшін шамадан тыс болмайды;

3) саралаушы жұмысының нәтижесінде өтпелі режимдердегі реттелетін параметрдің динамикалық ауытқуы мен реттеу процесінің ұзақтығы қысқартылады.

67. Есептеу тәртібі жану процесін реттеу жүйесінің күрделі құрамдас бөлігі – қазандыққа ауа беруді реттеуіш үшін ұсынылады. Реттеуіштің екі контурлы каскадты құрылымы бар әрі тұрақтандырушы және түзетуші реттеуіштерден тұрады.

68. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 4-суретіне сәйкес оттегі (бұдан әрі – O₂) бойынша түзету импульсін пайдалана отырып, ауа беру шығысын реттеудің құрылымдық схемасы қысқартылған түрде осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 7а суретіне сәйкес ауа беруді реттеудің құрылымдық схемасына сәйкес дәйектілікпен енгізілген динамикалық буындардың жиыны түрінде ұсынылған.

Ауа реттеуіш (W_p(p)) және ауа құбырының учаскесі (W_об1(p)) ішкі контурды қалыптастырады. Осы контурдың кіріс шамасы Х_зп1 басқарушы әсері, отын шығысы мен ГРТ бағыттаушы аппараттарының қалпы бойынша ауытқушылық әсері, сондай-ақ түзетуші реттеуіштің (W_кор(p)) әсері болып табылады. Ауа қысымы (Хр_а) осы контурдың шығыс шамасы болып табылады.

69. Ішкі реттеу контуры отын шығыстары мен ГРТ жүктемесінің дәрежесіне сәйкес және түзету реттеуіштің сигналына сәйкес ауа қысымының (Хр_а) берілген мәнін ұстап тұрады. Ауа құбыры учаскесінің инерттілігі мардымсыз, сондықтан тұрақтылықты жоғалтпай осы реттеу контурының айтарлықтай тез әсер етуіне қол жеткізіледі. Қазандық жүктемесінің өзгеруімен немесе отын шығысының өз бетінше өзгеруімен туындаған ішкі контурдағы өтпелі процестер осы ауытқулардың айтарлықтай әсерінен бұрын аяқталады.

70. Жөндеуді орындау және жану процесін реттеуіштерді қосқан кезде реттеу схемасының барлық элементтерінің қалыпты жұмыс істеуі қамтамасыз етіледі.

71. Датчиктер мен реттеу аппаратурасы пайдалану жөніндегі зауыттық нұсқаулықтарға сәйкес зертханада теңшеліп, тексеріледі. Микропроцессорлық аспаптарды бағдарламалау автоматика панельдерінде орнатылған жерінде жүргізіледі. Аспаптың жұмыс істеуінің бағдарламасы алдын ала жасалады.

72. Барлық режимде реттейтін бір шибер клапаны тікелей шығыстық сипаттаманы қамтамасыз ететін конструктивті сипатымен орнатылады. Клапанды таңдаған кезде мынаған назар аударыңыз:

1) таңдалған клапан р_у

60 кгс/см² қысым шартына шақталған;

2) клапан сервомоторының кемінде 60 с уақытымен сервожетекпен жасақталған;

3) қазандықтың барынша жоғары жүктемесінде клапанның толық ашылмай қалуын болдырмау үшін, шток барысы профайл биіктігінен жоғары;

4) шиберде немесе клапан ершігінде қайралған кескін бар, оның есебі тұтатуды қоса алғанда, қазандық жұмысының барлық диапазоны үшін тікелей желілік шығыстық сипаттаманы қамтамасыз ету шартын негізге алып жүргізіледі.

73. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 8 және 9-суреттеріне сәйкес мазуттық клапанның кескіні мен конструктивтік сипаттамасына сәйкес әртүрлі шартты диаметрдегі, бірақ бу өнімділігі сағатына 1000 т дейін болатын қазандықтар үшін қысым 6,0 кгс/см² ауытқыған кезде 74,0 т/сағ мазутқа тең өткізу қабілеті бар клапандар үшін шиберде және ершікте орындалған шиберлік клапандардың өтпелі қимасының кескіндері ұсынылған.

74. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 10 және 11-суреттеріне сәйкес өнімділігі сағатына 500 т дейін болатын қазандықтар үшін 40-45 т/сағ көлемінде мазут өткізуді қамтамасыз ететін әртүрлі мөлшерлер типіндегі клапандар үшін шиберде және ершікте кескіндердің үлгілері ұсынылған.

75. Газдың және мазуттың қазандыққа жұмсалуын реттеу қатарлас орнатылған екі қайталама шүріппелердің көмегімен жүзеге асырылады.

76. Технологиялық параметрлерді ұстап тұрудың сапасы нақты технологиялық жабдыққа арналған паспорттық деректермен регламенттеледі.

77. Технологиялық параметрлерді ұстап тұру сапасына қойылатын талаптар жабдықтар мен құрылғыларға қойылатын талаптарды ескере отырып жасалады:

1) жұмыстың орнықтылығы (автоауытқулардың болмауы) және қазандықтың тұрақты берілген жүктемесі кезінде реттеуіштерді қосу жиілігін шектеу 1 минутта 6 қосудан аспайды;

2) негізгі технологиялы параметрлердің барынша ауытқуы қазандықтың тұрақты берілген жүктемесі кезінде, жүктеменің реттеу диапазоны шегінде -

2% турбина алдында бу қысымының мәнінен аспайды, ауа аз шыққан кезде және оттегі өлшеуіштің тұрақты уақытында мазут қазандықтары үшін түтінді газдардағы оттегінің құрамы 1,5 минутта

0,2% О₂, қалған қазандықтар үшін -

0,5% О₂, оттықта ыдырау -

2 кгс/м² болады.

78. Ауа беруді реттеуіш үшін қазандық жүктемесінің ең төменгіден ең жоғарғыға дейін өзгеру режимінде "отын-ауа" және "оттегі-жүктеме" есептік арақатынасын нақтылау кезінде статикалық сынау жүргізіледі.

79. Таңдалған "отын-ауа" арақатынасының дұрыстығы динамикалық сигналдарсыз және ГРТ тарапынан ауытқулар болмаған кезде оттегі бойынша түзетуші реттеуіш ажыратылып тұрған кезде жүктемені өзгерте отырып тексеріледі.

80. Бас бағалау өлшемшарты ретінде отынның шығысы өзгерген кезде берілген режимдік мәнге қарай, оттегінің статикалық ауытқу мәні қабылданады.

81. "Отын-ауа" арақатынасын реттеуішті теңшеу аяқталғаннан кейін ауа реттеуішінің толық схемасы қосылады және "оттегі-жүктеме" статикалық тәуелділігі түзетіледі. Егер реттелетін диапазондағы қазандық жұмысы кезінде түзетуші режимдік көрсеткіштерден ерекшеленетін оттегінің мәнін белгілейтін болса, бу шығысының арнасы бойынша беру коэффициенті нақтыланады.

82. Сынау аяқталғаннан кейін оттегінің берілген режимдік карталардағы мәндерден барынша динамикалық ауытқуы жүктемені өзгертудің қалыпты пайдалануға беру жылдамдығы кезінде 0,5 % асапайды. Бұл жылдамдық блокты энергоқондырғыларда турбинамен димиттеледі және 3-тен 5-ке дейінгі мегаВатт/минут (бұдан әрі – МВт/мин) құрайды. Оңтайлы теңшелген ауа беруді реттеуіш шағын артық ауамен жұмыс істейтін қазандықтарда ауа режимін ұстап тұру бойынша қажетті талаптарды қамтамасыз етеді, бұл ретте, түзетуші реттеуіштің функциялары барынша азайтылған. Бір уақытта қосымша сигналдардың ықпал ету дәрежесін төмендетіледі.

83. Егер жалпы ауа реттеуіші осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 4-суретінің схемасы бойынша іске асырылса, "УП ГРТ-ауа" есептік статикалық арақатынасын нақтылау бойынша сынақтар қолданыстағы объектіде "отын-ауа" есептік арақатынасы тексерілгеннен және реттеуіштерді динамикалық теңшеу параметрлері түзетілгеннен кейін жүргізіледі.

84. Блок жүктемесі өзгермейтін болса, ГРТ-ның бағыттаушы аппараттарымен ауытқу жіберіледі және өтпелі процесс аяқталғаннан кейін УП ГРТ арнасы бойынша берудің есептік коэффициентін түзету жолымен оттегінің мәнін бұрынғы деңгейде қалпына келтіріледі. Сынақтар реттелетін диапазонның ең төменгі, орташа және барынша жоғары жүктемелерінде жүргізіледі. Барлық жүктемелерде қанағаттанарлық нәтижелер беретін коэффициентті компромисті теңшеу айқындалады.

Газ-мазуттық қазандықтардың жану процесін реттеу жүйесін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымша

Электр станцияларында жану процесін реттеудің автоматты жүйелерінің құрылымдық схемалары

Газдан болатын шығыс Өлшеу құрылғысының алдындағы газ қысымы Реттеуші клапаннан кейінгі газ қысымы САУМ схемасынан Мазуттан болатын шығыс

1-сурет. Газдың және мазуттың қазандыққа шығысын реттеудің құрылымдық схемасы.

Түзету, Тыйым, қазандықты ажырату кезінде,

2-сурет. Қазандыққа жалпы ауа шығысын реттеудің құрылымдық схемасы.

а - моноблоктардың қазандықтары үшін; б - дубль-блоктардың қазандықтары (корпусы) үшін

Тыйым, шектеу, ЖАШ схемасына, ЖАШ схемасына 02 түзету

3-сурет. Түтін газдарындағы оттегінің құрамы бойынша ауаның жалпы шығысын реттеуіштің құрылымдық схемасы

БМП желілігісіз блок іске асыратын статистикалық тәуелділік

4-сурет. Ауа беру шығыстарын реттеу жүйесінің құрылымдық схемасы

5-сурет. Қазандық оттығында ыдырауды реттеудің құрылымдық схемасы

а - моноблоктардың қазандықтары үшін; б - дубль-блоктардың қазандықтары үшін

а

1-кесте.

= 0,75 кезінде өзін-өзі тегістейтін объектілерде бір контурлы тұйық АРЖ-да ПИ-реттегіштердің динамикалық күйін келтіру параметрлері

Теңшеу параметрі	/ = 0 - 0,2	0,2 < / < 1,5	/ > 1,5
	1,l		2Ко
Ти	3,3	0,8 /(о / То)	0,6

- байланыс дәрежесі (реттегішті беру коэффициентіне кері шама)

б

6-сурет. Өзін-өзі тегістейтін объектілерде бір контурлы тұйық АРЖ-да ПИ-реттегіштерді динамикалық теңшеу параметрлерін айқындауға арналған номограмма және кесте:

а)

= 0,9 кезінде және өзін-өзі тегістейтін және өзін-өзі тегістемейтін объектілерде;

б)

= 0,75 кезінде.

7-сурет. Ауаны беруді реттеу жүйесінің құрылымдық схемасы

а - жалпы, б - эквивалентті, в - сыртқы контуры.

8-сурет. Мазуттық клапанның кескіні мен конструктивтік сипаттамасы

9-сурет. Мазуттық клапанның кескіні мен конструктивтік сипаттамасы

10-сурет. Мазуттық клапанның кескіні мен конструктивтік сипаттамасы

11-сурет. Мазуттық клапанның кескіні мен конструктивтік сипаттамасы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 9-қосымша

Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 маусымдағы Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің жүйесіндегі мамандандырылған, жобалық, жөндейтін ұйымдардың қызметкерлеріне, 25 мегаПаскаль (бұдан әрі – МПа) шамадан тыс қысымды (бұдан әрі – ШТҚ) бу стационарлық тура ағынды қазандың пайдалану тазалауларын жобалау, дайындау және жүргізу кезінде электр стансаларының пайдалану қызметкерлеріне арналған.

Әдістемелік нұсқауларды әзірлеген кезде мамандандырылған ұйымдардың, жеке электр стансалары мен Ресей Федерациясының энергетикалық жүйелерінің ШТҚ блоктарын пайдалану тазалау жүргізуінің тәжірибесі ескерілді.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр стансасы – құрамына құрылыс бөлігі, энергияны түрлендіруге арналған жабдықтар мен қажет қосымша жабдықтар кіретін электр және жылу энергиясын өндіру үшін арналған энергетикалық объект;

2) гидразинді-аммиакты су режимі – дәстүрлі су режимі, ол барлық ШТҚ энергетикалық блоктарында қолданылады, оны жүзеге асыру кезінде газсыздандырудан кейін суда қалатын сутегі пен көмір қышқылы сәйкесінше байланыстыратын аммиак пен гидрозинді құнарлы суға мөлшерлейді;

3) ОП-7 және ОП-10 қосымша заттары – бұл неиногенді сырттай-белсенді заттар, сұйық ретінде, не май тәрізді түрдегі паста ретінде көрініс табады, ашық түске ие;

4) КИ-1 металдарының коррозиясын баяулатқыш – қышқылдар мен олардың ерітінділеріне (балқыма, тұзды, фосфор, күкіртті) қоспа ретінде қолданылатын баяулатқыш металл қышқыл коррозиясына тап болмауы үшін қажет;

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. ШТҚ энергетикалық блоктары қазанының пайдалану химиялық тазалаудың негізгі тағайындалуы эксплуатация кезінде құбырдың ішкі бетінде пайда болатын түзілулерді алып тастау болып табылады. Осы шара блоктың үнемді жұмыс істеуі мен қызып кетуден және металдың коррозиялық зақымдануларынан болатын апаттық жағдайдың алдын алу үшін қажет.

4. Уақытымен және сапалы орындалған қазанның пайдалану тазалауы құбырдың ағынды бөлігіне мыстың, кремний оксидінің және темірдің, сонымен қатар, тез жылу ауысу кезінде бу ысытқыш құбырлардың бетінен түсетін қақ бөлшектерінің шығып кетуінің азаюына көмектеседі.

5. ШТҚ блоктарын пайдалану процесі кезінде құбырлардың сыртқы бетінде Түзілулердің түзілуі жылдамдығы жағылатын отынның түріне, жылу жүктемелерін шарттайтын қазанның конструктивті ерекшеліктеріне, су режиміне және қоректік суы мен конденсаттың сапасына тәуелді. Пайдалану Түзілулердің саны мен сапасына қосулардың саны және блоктардың тоқталуы және тоқтап тұру кезіндегі жүргізілетін жабдықтарды тоқтатып қою бойынша шаралары әсер етеді.

6. Түзілулердің саны мен сипаты туралы максималды жылу кернеу мен қоспалар шоғырланған зоналарда орналасқан беттерде жүргізілетін құбырлар үлгілерінің кесектері және жылу сезгіш элементтердің көрсеткіштері бойынша жорамалдайды. Температуралық бақылау ең объективті болып табылады, бірақ, оның қиын ұйымдастырылуына байланысты, мезгілмен құбыр үлгілерін кесіп алу жүргізіледі.

7. ШТҚ энергетикалық блогының бу-су трактісін пайдалану үшін химиялық тазарту шекті температура бойынша немесе ең жоғары жылу жүктемелері бар учаскелердегі құбырлардың ішкі беттерінің шекті ластануы бойынша, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 мамырдағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) (бұдан әрі – Станциялар мен желілерді техникалық пайдалану қағидасы) сәйкес жүргізіледі.

8. Егер қазанды қыздыру бетінде түзілулер есебінен түзілетін қаяулар мен тартпа көмейлердің табылса, онда энергетикалық блоктардың пайдалану тазалауы міндетті.

9. Энергетикалық блокты жаңа су-химиялық режимге ауыстырған алдында қоректендіру және бу мен су аралас жолдардың пайдалану тазалауы қажет, себебі, оксидті қабыршақтарының қайта құрылуы есебінен темірдің және әсіресе, буға темірдің шығып кетуі күшейеді. Осы жағдайда мыс қорытпасынан дайындалған төмен қысымды жылытқыштың (бұдан әрі – ТҚЖ) түтіктерін болаттан жасалған түтіктерге ауыстырғаннан кейін тазалау жүргізіледі.

11. Жылу электр стансаларының жобасымен қосу алдында тазалау сұлбасына немесе штаттық жабдықтың элементіне және блоктың жылу сұлбасына негізделетін жабдықтардың пайдалану химиялық тазалауын жүргізу үшін жалпы стансалық құрылғылар қарастырылады.

12. Тазалау әдісін анықтайтын қазанның пайдалану тазалауының технологиясы мен сұлбасы тазалауға және шығарылып тасталатын суларды залалсыздандыруға кететін мүмкін минимал материалдық және уақыттық шығындар кезінде тазалаудың жоғары сапасын қамтамасыз ету қажет.

13. Егер тазалаудан кейін блок сақтық қорға немесе жөндеуге шығарылып және 5 тәуліктен аса тоқтауда тұрса, тазалаудың технологиялық режимінде тазалаудан кейін блокты тұрып қалу мерзіміне металды коррозиядан қорғау үшін тазартылған беттердің жуып тазалаудан кейінгі пассивтеу қарастырылады. Жуып тазалаудан кейінгі пассивтеу режимі берілген жабдықты қолдану кезінде электр стансасымен қабылданған сақтау әдісімен және су режимімен ілесе жүреді.

14. ШТҚ энергетикалық блоктары қазанын пайдалану үшін химиялық тазартуды жүргізу кезінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларының (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) (бұдан әрі – Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидалары) талаптары сақталады.

2-тарау. Қазанның су мен бу аралас жолының пайдалану тазалауын жүргізуді анықтайтын критерийлер

15. ШТҚ блоктары қазанының су мен бу аралас жолын пайдалану тазалаудың мерзімділігі жылу өткізгіштіктің өсу жылдамдығы мен қолдану кезінде құбырлардың бетіндегі түзілулерден қорғау қасиетіне тәуелді.

16. ШТҚ блоктары қазанының су мен бу аралас жолын пайдалану тазалауын жүргізу шекті температураға жеткен кезді немесе төменгі радиациялық бөлікте (бұдан әрі – ТРБ) 1900 - 2600 кило Джоуль/килограмм (бұдан әрі – кДж/кг) ортаның энтальпиясы бар аса жылу кернеуленген учаскелерді орналасқан құбырлардың ластануы кезінде міндетті.

17. ТРБ түзілетін түзілулердің саны мен сапасына осы энергетикалық блокта жүргізілетін су режимі әжептәуір әсер береді.

18. Жылу электр стансаларының ШТҚ блоктары үшін Электр стансалары мен желілерді техникалық пайдалану ережесіне сәйкес су мен бу аралас ортаның қажет сапасын қамтамасыз ететін мына режимді қолдану қарастырылған:

1) гидразинді-аммиакты (бұдан әрі – ГАСР);

2) гидразинді-қалпына келтіруші (бұдан әрі – ГҚКСР);

3) бейтарап-оттекті (бұдан әрі – БОСР);

4) араластырылған оттекті-аммиакты (бұдан әрі – ОАСР).

19. ТРБ құбырлардың қыздырылатын жақтары үшін шекті ластану белгілі су режимінде ШТҚ энергетикалық блоктарын пайдалану тәжірибесімен сәйкес анықталады және шектен асқан қысымның энергетикалық блоктарының су-химиялық режимін жүргізу бойынша Типтік нұсқаулыққа сәйкес нормативтік есептемелердің негізінде бекітіледі. ТРБ құбырларының шекті ластануының анықталған шамалары осы Әдістемелік нұсқаулардың 1-қосымшасының 1-кестесіне сәйкес шектен асқан қысымның энергетикалық блоктары қазанының төменгі радиациялық бөлігінің құбырларының қыздыратын жағының шекті ластануынан аспайды.

20. ГАСУ және ГҚКСР жұмыс істейтін газ-мазутты қазан үшін ең аз шекті ластану орнатылды, және бұл жоғары жылу жүктемелерімен және түзілетін Түзілулердің аз жылу өткізгіштігімен шартталған.

Осы жағдайда түзілулер өсуінің жоғары жылдамдығы және құбырлардың периметрлері бойынша біркелкі емес таралуы байқалады: Түзілулердің көп бөлігі қыздырылатын жақта түзіледі. Түзілулер массасы бойынша 60 - 70 % дейін құрайтын жоғары әжептәуір борпылдақ қабаттан, және ГҚКСР кезінде 75 - 80 %, КАСР кезінде массасы бойынша 30 - 40 % аспайтын төменгі әжептәуір тығыз борпылдақ қабаттан тұрады.

21. Темірдің оксидімен бірге түзілулердің құрамында мыс, цинк және олардың қышқылдары болады.

Аралас немесе көмір тозаңды отында жұмыс істейтін қазан үшін ГАСР және ГҚКСР кезінде аз жылу жүктемелері есебінен ТРБ құбырларының қыздырылатын жақтары шекті ластануының үлкен мәндері рұқсат етіледі.

22. ОАСР немесе БОСР энергетикалық блоктардың жұмысы кезінде жағылатын отынға тәуелсіз ТРБ құбырларының шекті ластануының мәндері өте жоғары деңгейде бекітілген, және бұл түзілулер қасиетінің әжептәуір өзгеруімен және олардың жылу өткізгіштігінің ұлғаюмен шартталған. Жылу алмастырғыштардың құбырларын болаттан жасалған құбырларға ауыстыру және ОАСР немесе БОСР энергетикалық блоктардың ауыстырылуы алдында тазалауды жүргізу арқасында түзілулерде мыстың, цинктің және олардың қосылыстарының болмауын қамтамасыз етеді. Түзілулер әжептәуір тығыз, түзілулердің борпылдақ қабатының қалыңдығы масса бойынша 15 - 20 %-ға дейін азаяды, және бұл олардың жылуға кедергісі азаюына әкеледі. Осыған байланысты, түзілулердің жылуға кедергісі түзілулердің негізгі борпылдақ сыртқы қабатымен жасалады және оны санмен анықтау, оның шамасын және жалпы құбырлардың ластануын шектеу қажеттілігі пайда болады.

23. Шекті ластану ТРБ құбырларының қыздырылатын жақтары үшін және жалпы құбыр үшін осы Әдістемелік нұсқаулардың 1-қосымшасына сәйкес катодты өңдеу әдісі арқылы анықтайды. БОСР жұмыс істейтін қазан үшін борпылдақ қабатының саны бекітілуі қажет, ол үшін құбырдың үлгісі катодты өңдеу алдында және осы қабатты қатты резеңкемен (сия) механикалық алып тастаудан кейін қадақталады және массаны жоғалту бойынша оның шамасы есептеледі.

24. Берілген электр стансасының нақты қазаны үшін ТРБ құбырлар ластануының шекті мәні және үлгілерді кесу орындары пайдалану тәжірибесі бойынша айқындалады және қазанды пайдалану нұсқаулығы бойынша заңдастырылған.

25. Су мен бу аралас жолдың әжептәуір жылу шиеленіскен учаскелері орналасқан орнатылған жапқышқа дейін қазанның су мен бу аралас жолын пайдалану тазалауда қажеттілік өте жиі пайда болады.

26. Энергетикалық блоктың қоректік және су мен бу аралас жолдарының басқа учаскелерін тазалау қажеттілігі туралы сұрақ осы учаскелердің ластануын және олардың ішінде түзілген түзілулердің блокты пайдалануға әсерін бағалау негізінде шешіледі.

27. Тазалаудың сапасын және тазартылатын жабдықтан қоспалардың алып тасталуын қамтамасыз ету үшін тазалау контурына кіретін қыздырудың барлық беттерінің ластануын анықтайды.

28. Әсіресе, қазандың су мен бу аралас жолдарының тазалауын ОЖ-ға дейін ұйымдастыру кезінде түзілулердің ластануы мен құрамы бойынша деректер тек орта радиациялық бөліктің (бұдан әрі – ОРБ), жоғары радиациялық бөліктің (бұдан әрі – ЖРБ) экономайзерлерінде ғана емес болады, себебі олардың ішінде саны мен құрамы бойынша түзілген Түзілулер ТРБ түзілген Түзілулерден өзгешеленеді.

29. Сулы жақ бойынша жоғары қысымды жылытқыштарды (бұдан әрі – ЖҚЖ) тазалау контурына қосу туралы сұрақ кесілген құбырлардың және ЖҚЖ жылан түтіктерде түзілулердің құрамы мен санын зерттеу негізінде немесе температура мен қысымның өзгеруінің (

t,

р) басқа пайдалану көрсеткіштері бойынша шешіледі. ЖҚЖ ластануының туралы деректердің жоқ болуы кезінде тазалауды ЖҚЖ айналмасы бойынша жүргізу мақсатты болады.

30. ЖҚЖ бу жағынан тазалау қажеттілігі кезінде тұйыққа тірелген учаскелерден қоспаларды алып тастауды қамтамасыз ететін, ЖҚЖ жеке контурға шығуын, олардың тізбекті қосылуы мен технологиясын қарастыратын тазалаудың технологиясы мен сұлбасы әзірленеді.

31. Салқын будың және аралық ысытқыштың бу ысытқышын тазалауда қажеттілік блок жұмысының тұрақсыз (өзгермелі) режимдері кезінде жарықшақтанып және бумен турбинаға шығарылатын құбырлардың ішкі бетінде қақтардың пайда болуы кезінде болады.

32. Ысытудың бу ысытқыш беттерінің пайдалану химиялық тазалауын жүргізу мүмкіндігі қазан дайындап шығаратын, химиялық цехтермен және қақ астындағы металдың күйін саралауды, оның механикалық қасиеттерін бағалауды есепке ала отыра электр стансасының метал қызметімен бірге бағаланады. Химиялық тазалау бойынша мамандандырылған ұйым арқылы түзілулерді алып тастау және олардың еруі кезінде металды коррозиядан қорғау мүмкіндігі белгіленеді. Ол үшін бу ысытқыштардың әр түрлі учаскелерінен құбырлардың үлгілеріне зертханалық сынаулар жүргізіледі және химиялық тазалауды жүргізудің дұрыстығы туралы қорытынды жасайды.

33. ШТҚ блоктарының бу ысытқыштарының химиялық тазалауын жүргізу туралы сұрақтың шешімін тек құбырлардың ластануы негізінде ғана қабылдауға болмайды.

34. Бу ысытқыш беттердің химиялық тазалауын жүргізуінің мақсаттылығын анықтау кезінде қақтың еру дәрежесі мен қақтың еруі кезінде металды коррозиядан қорғаудың қақтың шамасы мен тығыздығына (құрылымына) тәуелділігін ескеру қажет. Дара жарықшақтары, нақыстары бар және саны бойынша 800 - 1000 г/м² жететін тығыз қақ кезінде аса қатты минералды қышқылдардың әсері кезінде қабылдарлық уақытта оның еруіне жету мүмкін емес. Осыдан басқа, аз анодты (металдағы жарықшақ, нақыс) және үлкен катодты (қақ) учаскелер есебінен қақ астындағы болатын металдың коррозия жылдамдығына қатты ұлғаяды, себебі осы кезде қақтың өзі қатты фазалық катодты деполяризатор болып табылады. Осы жағдайда бу ысытқыш құбырлардың химиялық тазалауы жүргізілмейді, олардың ауыстырылысы жүргізіледі.

35. ШТҚ блоктары қазанының бу ысытқыш беттерінің химиялық тазалауын жүргізу туралы шешімді қабылдау кезінде қоспаны және тұйықталған жерлерге және түп учаскелеріне дейін қақтардың қабатталған бөлшектерін алып тастау үшін жеткілікті ортаның қозғалу жылдамдығын қамтамасыз етеді. Қосымша бу ысытқыш құбырлардың химиялық тазалауынан кейін өзінің буымен немесе шеттегі бумен үрлеп тазарту жүргізеді.

36. Қосу алдындағы тазалау мен пассивтеу үшін ұсынылатын бу оттегі өңдеу әдісін (бұдан әрі – БӨӘ) бу ысытқыш беттерді, сонымен қатар, ауыстырылымнан кейін және осы әдіспен пайдалану қақтарды алып тастау мүмкіндігі құбырлардың үлгілерінде тәжірибелік жолмен орнатылған жағдайда аралық бу ысытқыш беттерді тазалау үшін қолданады.

3-тарау. Пайдалану үшін тазартудың технологиясы мен сұлбасын таңдау

37. Қазанның пайдалану тазалауының технологиясы мен сұлбасын таңдау блоктың тұрып қалу ұзақтығымен, аралық жуу периодпен, қыздыру беттерінің ластануымен және электр стансасындағы бар тазалау жүргізуге арналған жабдықтармен анықталады.

38. Пайдалану тазалаудың технологиясы мен сұлбасына қойылатын жалпы талаптардың мәні мыналерден тұрады:

1) қыздыру беттерінің қажет тазалығын қамтамасыз ету;

2) жуушы ерітіндінің әсері кезінде металдың коррозиялық зияндардың рұқсат етілген шамаларға дейін азаюын және қосуға дейін тазалаудан кейін қазанның тұрып қалу уақыты кезінде металды коррозиядан қорғау;

3) жуушы ерітіндінің және қазанның тазаланатын жолдарынан өлшенген заттардың қалдықтарын кепілді алып тастау үшін сумен тазалау кезінде ерітінді мен су қозғалысының қажет жылдамдықтарын қамтамасыз ету;

4) тазалау үшін қолданылатын штаттық жабдықтарының (сорғыштар, ысытқыштар, құбыр желілері және т.б.) элементтерінің пайдалану сипаттамаларын сақтау және коррозиялық зақымдардың жоқтығы;

5) химиялық тазалауға қатыспайтын энергетикалық блоктың жабдықтарының және бу мен су аралас жол учаскелерінің сөндіру (өшіру) сенімділігі;

6) өңделген жуу ерітіндісідің және ластанған суларды бейтараптандыру, залалсыздандыру, алып тастауды ұйымдастыру.

39. Мазут пен аралас отынды жағатын және ГАСР жұмыс істейтін қазан үшін ТРБ-тегі құбырлардың шекті ластануы қысқа мерзімде (4 - 7 мың сағат) болады және қазанды әсіресе ТРБ, қыздыру беттерін жеке тазалауды жүргізу қажеттілігі пайда болады, және ол ағынды-түсірмелі сұлба бойынша желілі тазалау атына ие болды.

40. Жеке жағдайда ағынды-түсірмелі сұлба бойынша желілі тазалауды жүргізу ГАСР-де жұмыс істейтін көмір тозаңды қазан үшін және ГҚКСР кезінде мазут пен аралас отынды жағатын қазан үшін талап етіледі.

41. Осы әдісті қолданған кезде бу мен су аралас жолдың ОЖ-қа дейін толық тазалауына 100 - 150 г/м² аспайтын құбырлардың ластануы кезінде жетуге болады. Жоғары ластану кезінде түзілулер бөлшектеп алынады, және бұл осындай тазалауды профилактикалық, ТРБ-те құбырлар қабырғаларының температурасын төмендету үшін арналған тазалау деп санауға мүмкіндік береді.

42. Ағынды-түсірмелі сұлба бойынша қазанды тазалаудың технологиясы мен сұлбасы осы Әдістемелік нұсқаулардың 8-бөлімінде қарастырылған.

43. ШТҚ блоктары қазанының ТРБ-і құбырларының шекті ластануға 8 – 10 мың және одан да көп сағатта жеткен кезде және бу ысытқыш беттерді тазалаудың қажеттілігі болмаған жағдайда тазалауды жуу ерітіндісіді және бустерлік қоректік сорғылардың суын айдау үшін қолданылатын циркуляция сұлбасы бойынша жүргізеді.

44. Тазалаудың осы әдісі жолдар учаскелерінің 250 - 300 грамм/квадрат метр (бұдан әрі – г/м²) ластануы кезінде 250 - 500 Мега Ватт (бұдан әрі – МВт) блоктары үші, және көбіне түзілулердің теміртотықты сипатты болған кезде ұсынылады.

45. 300-ден 500 г/м²-ге дейін қыздыру беттерінің ластануы кезінде осы әдіспен тазалау мамандандырылған зертханалық зерттеулермен берілген қазанның құбырларының үлгілерінде тазалау эффектісін қамтамасыз ететін технологиясы таңдалған жағдайда рұқсат етіледі.

46. Жуу ерітіндісіді айдау үшін бустерлік қоректік сорғыларды қолдануға электр стансасының әкімшілігінің немесе зауыттың – осы сорғыштарды дайындаушылардың келісімімен рұқсат етіледі.

47. Бустерлік қоректік сорғыны қолданумен бу мен аралас жолды орнатылған жапқышқа дейін тазалаудың қағидалық сұлбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 1-суретіне сәйкес берілген және деаэратор –бустерлік қоректік сорғы (бұдан әрі – БҚС) – қоректік сорғыларды қоршау – ЖҚЖ айналмасы – орнатылған жапқышқа (бұдан әрі – ОЖ) дейінгі қазанның бу мен су аралас жолы - 2 МПа (20 килограмм күш/квадрат сантиметр (бұдан әрі – кгс/см²)) (бұдан әрі – Р-20) тамызықтық отын айырғыш – уақытша құбыр желісі – негізгі конденсаттың құбыр желісі – деаэратор контуры бойынша ортаның айналымын қарастырады.

48. Осы әдіспен тазалау және сұлбаны дайындау аз ғана уақытты алады, осыған байланысты ол блоктардың қысқаша уақытта тоқтап қалу мерзімінде (3-5 тәулікке) немесе ағымдағы жөндеу кезінде жүргізіледі.

49. Сулы жақтан ЖҚЖ-ты тазалауды контурға кіргізу ТРБ-тегі және жолдың басқа учаскелерінде түзілулердің саны мен құрамы бойынша бірдей түзілулер болған кезде рұқсат етіледі.

50. 500 г/м² асатын құбырлардың ластануы кезінде 250 - 500 МВт блоктары үшін, және кез келген ластану кезінде 800 және 1200 МВт блоктары үшін ОЖ-қа дейін бу мен су аралас жолдың пайдалану тазалауын ерітінді мен судың қозғалысының қажет жылдамдығын жасайтын химиялық тазалаудың арнайы сорғыштары (бұдан әрі – ХТС) арқылы жүргізеді.

51. Осындай тазалау кезінде ерітінділердің айналымы (осы Әдістемелік нұсқаулардың 3-қосымшасының 2-суреті) жолы бойынша жүргізіледі: деаэратор - қоректік сорғыларды қоршау – ХТС - ЖҚЖ айналмасы – ОЖ-қа дейінгі бу мен су аралас жол – Р-20 кеңейткіші – уақытша құбыр желісі – деаэратор.

52. Салқын будың бу ысытқышының химиялық тазалауын жүргізу мүмкіндігін орнату кезінде осы тазалау осы Әдістемелік нұсқаулардың 32, 33, 34-тармақтарына сәйкес жу ерітінділерді және суды айдау үшін ХТС-рын қолданумен айналмалы сұлба бойынша жүргізеді. Химиялық тазалау осы Әдістемелік нұсқаулардың 3-қосымшасының 3-суретіне сәйкес ХТС қолданумен НБЖ-на дейін бу мен су аралас жолды тазалаудың қағидалық сұлбасының контуры бойынша жүргізіледі: деаэратор - қоректік сорғылардың қоршауы – ЖҚЖ айналмасы - ХТС– негізгі бу жапқышына (бұдан әрі – НБЖ) дейінгі бу мен су аралас жол – уақытша құбыр желісі – деаэратор.

53. НБЖ-қа дейін қазанның бу мен су аралас жолын тазалау үшін БҚС-рын қолдану мына жағдай сақталған кезде рұқсат етіледі:

1) Бу ысытқыш құбырлардың бетінде қақтардың болмауы кезінде, және тіпті Түзілулер қыздырудың басқа беттеріндегі Түзілулердің саны мен құрамы бойынша өзгешеленбейді;

2) Жол мен бу ысытқыштың түптегі және тұйықты учаскелерінен қоспаларды алып тастаудың толықтығына кепілдік беріледі;

3) Зертханалық зерттеулермен қыздырудың барлық беттерінің ұсынылған технология бойынша сапалы тазалану мүмкіндігі дәлелденді.

54. Аралық бу ысытқыштың химиялық тазалауы жеке контурға шығарылады және осы Әдістемелік нұсқаулардың 32, 33, 34-тармақтарына сәйкес жүргізіледі. Тазалау осы Әдістемелік нұсқаулардың 3-қосымшасының 4-суретіне сәйкес ШТҚ энергетикалық блогының аралық бу ысытқышты тазалаудың қағидалық сұлбасы бойынша ХТС-мен жүргізіледі: деаэратор - ХТС – жіптері тізбектеліп қосылатын аралық бу ысытқышы – уақытша құбыр желісі – деаэратор.

55. Айналмалы тазалаудың жуушы ерітіндісі мен технологиялық режимі қыздырудың тазартылатын беттерінің ластануына және түзілген Түзілулердің (қақтардың) сипатына байланысты таңдалынады. Барлық жағдайды Б трилон композицияларының немесе органикалық, минералды қышқылдары бар этилендиаминтетрасірке қышқылының (бұдан әрі – ЭДТҚ) аммоний тұзының немесе осы Әдістемелік нұсқаулардың 5-бөлімінде қарастырылған қолдану жағдайына сәйкес күкірт қышқылы бар аммоний гидрофторид қоспасының ерітінділерін қолданады.

56. БҚС айдау үшін қолдану кезінде және қазандың бу мен су аралас жолдарда аустенитті учаскелердің болуы кезінде тұзды баяулататын қышқылды қолдануға жол берілмейді, себебі БҚС коррозиялық зақымдануы мүмкін және қазанның түптегі және тұйықталған учаскелерден хлордың толық алынып тасталуына кепілдік беру қиын.

57. Қышқылды өңдеуден басқа тазалаудың технологиялық режимінің құрамына белсенді су шаю, бейтараптандыру және пассивтеу кіреді.

58. Ұзақтығы 1 – 2 тәуліктен кем химиялық тазалаудан кейін энергетикалық блоктың тоқтап тұруы кезінде қыздырудың тазартылған беттерінің пассивтеуі жүргізілмейді және тазалау бейтараптандырумен аяқталады - 60 - 80 градус Цельсий (бұдан әрі –

С) температурасы кезінде аммиактың 0,3 - 0,5 %-ті ерітіндісімен 4 – 6 сағат бойында және кезектегі ерітіндінің құрғатумен қыздырудың беттерін өңдеу.

59. 2 тәуліктен аса тазалаудан кейін блоктың тоқтап тұруының ұзақтығы кезінде мына әдістердің біреуімен пассивтеуді жүргізеді:

1) гидразинді-аммиакты пассивтеу. 400 - 500 миллиграмм/килограмм (бұдан әрі – мг/кг) гидразин-гидраттың концентрациясы кезінде аммиакты қосу есебінен алынатын 10,0 - 10,5 ерітіндінің сутек көрсеткіші (бұдан әрі – рН) кезінде, ерітіндінің 120 - 140

С температурасы және ерітіндінің контур бойынша 8 – 10 сағат ішінде айналымы кезінде жүргізіледі;

2) М-1 немесе МСДА-1 түрдегі ерітінділермен пассивтеу. Осы қосылыстардың 0,3 - 0,5 % концентрация, 40 - 60

С температура және ерітіндінің контур бойынша 3 - 4 сағат ішінде айналымы кезінде жүргізіледі;

3) ыстық суоттекті өңдеу (бұдан әрі – ЫСОӨ). Осы Әдістемелік нұсқаулардың 7-бөлімінде берілген ұсыныстарға сәйкес жүргізіледі, немесе бу оттекті тазалау жүргізіледі.

60. Шаятын пассивтеуден кейінгі әдіс блоктағы жүзеге асырылатын су режиміне сәйкес болады. ГАСР мен ГҚКСР-рінде жұмыс істейтін блоктар үшін гидразинді-аммиакты пассивтеу жүргізеді. БОСР мен ОАСР-рінде жұмыс істейтін немесе тазалаудан кейін БОСР мен ОАСР-ріне ауыстырылатын блоктар үшін пассивтеуді M-1 немесе МСДА түрдегі түйіспелі ингибиторлардың ерітінділерімен жүргізеді немесе сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқаулардың 7-бөлімінде берілген ЫСОӨ немесе бу оттекті тазалау орындалады.

61. Тазалаудан кейін жабдықтың тоқтап тұруы кезінде барлық жағдайда силикагелмен және электр жылытқышпен ауаны кептіру үшін арналған құрылғысы бар қозғалмалы желдеткіш қондырғысы арқылы қазанның қыздыру беттерінің вакуумдық кептіру әдісін қолдану мақсатты болып табылады. Қондырғы үлкен диаметрдің иілгіш майысқақ түтік арқылы сәйкесінше жалғама құбыр мен коллекторға қосылады. Осы қондырғымен вакуумдық кептіруді жүргізу үшін турбинаның негізгі эжекторымен үйлесімде қолданады.

4-тарау. Айналмалы әдістермен ШТҚ энергетикалық блоктарын пайдалану үшін тазартудың технологиясы мен жуу ерітіндісінің сипаттамасы

62. Осы Әдістемелік нұсқауларда айналмалы әдістерге сорғыларды (БҚС немесе ХТС) қолданумен тұйық контур бойынша жуу ерітіндісідің айналмасын ұйымдастыруын қарастыратын тазалаудың барлық түрлері жатқызылған.

63. Қолданысты ШТҚ блоктарын тазалауы үшін мына жуғыш ерітінділер қолданылады:

1) трилон Б немесе екілік орынбасқан ЭТДҚ аммоний тұзының лимон қышқылымен ерітінділік композициясы;

2) Трилон Б немесе екілік орынбасқан ЭТДҚ аммоний тұзының лимон қышқылы алмастырушыларымен, мысалы, күкірт, фталь, адипин қышқылдарымен ерітінділік композициясы;

3) күкірт қышқылының аммоний биофторидімен қоспасы ерітіндісі.

64. Ең тиімді трилон Б(немесе екілік орынбасқан ЭТДҚ аммоний тұзы) мен лимон қышқылының ерітінділік композициясы болып табылады, себебі бұл ерітінді темір оксидтерін, сонымен бірге, олардың арасындағы ең қиын еритін гематитті де ерітуге жоғары тиімді лігіне ие; темір екі валентті (бұдан әрі – Fe(II)) және темір үш валентті (бұдан әрі – Fe(III)) иондарымен жақсы еритін кешен қалыптасумен, ерітіндідегі өлшенген заттардың минимал санында жоғары "темір сыйымдылықпен" (3-5% аспайды). Тиімді ингибиторлар қоспасын қолдану қазандық болаттың коррозиялық жоғалтуларын – 100-180

C температураларында минимумға дейін қоюға жағдай жасайды. Ерітінді аустениттік болаттарына қатысты коррозиялық қауіпсіз.

65. Осы ерітіндіні қолдану кемшіліктері реагенттердің жоғары бағасы, қолданылған ерітінділерің бейтараптандырылуы қиындығы және темір тотықты тығыз шөгіндерін немесе қақты жою үшін қолданылатын компоненттер концентрацияларында 400-600 г/м² және одан жоғары ластануында жеткіліксіз әсер тиімді лгі.

66. Трилон Б мен лимон қышқылы композициясының химиялық тазалауын өткізу шарттары мыналер болып табылады. Трилон Б мен лимон қышқылының негізгі компоненттерінің концентрациясы бастапқы беттің ластануына қатысты таңдалады және әр компонент үшін 0,5-тен 2,0 %-ға дейін өзгере алады. 100-150 г/м²-қа дейін ластануда бір қышқылдық кезең жүргізу ұсынылады, ластану 150-200 г/м²-тан асқанда тазартуды 2 кезеңде өткізеді.

67. Темір тотықты шөгіндерін еріту үшін оңтайлы композициядағы 1:1 қатынас болып табылады. 1 кг темір оксидтерін байланыстыруға суммалық трилон Б мен лимон қышқылының 2,5-3,0 килограммы жұмсалады, темір оксидтерін жоюға оңтайлы ерітінді pH мәні – 3,0-3,5.

68. Ерітінді температурасы 90-130

C шектерінде, ингибитор ретінде ингибиторлар қоспасы: 0,1% қосымша заты ОП-7 (ОП-10) (бұдан әрі – ОП-7) мен 0,02% каптакс немесе 0,1% металл коррозиясы ингибиторы КИ-1(бұдан әрі – КИ-1) мен 0,02 каптакс. Каптакс ингибиторлар қоспасында 0,3% тионесепнәрге немесе 0,05% тиурамға алмастырылады. Ингибиторлар қоспасының біреуін қолдану болаттың 90

С-тан жоғары температураларда тиімді қорғанысын қамтамасыздандырмайды. Ингибиторлар қоспасын қолдану қазандық болаттардың коррозия жылдамдығын (болат 20, 12Х1МФ) 2-5 грамм/квадрат метр*сағ-қа(бұдан әрі – г/м²*сағ) дейін баяулатады. Қышқылдық кезеңдер ұзақтығы жуғыш ерітіндідегі темір концентрациясының тұрақтануымен анықталады және орташа 4-6 сағат болады.

69. Трилон Б мен лимон қышқылының композициясы ерітіндісімен қолданыстық тазарту технологиялық режимі мына операциялардан тұрады:

1) тұзсыздандырылған сумен сулы су шаюы;

2) трилон Б және екі орынбасулы ЭДТҚ аммоний тұзы мен лимон қышқылы композициясының 0,5-тен 2,0 %-ға дейін компоненттер концентрациялы ерітіндісімен және 100-120

С-да 4-6 сағ аралығында ингибиторлармен өңдеу;

3) жуғыш ерітіндіні тұзсыздандырылған сумен түсіруге аммиакты pH=9,0-9,5-ке дейін ығыстыру басталғаннан 30-40 минут кейін қосумен ығыстыру және одан кейінгі ағарту мөлдірлендіруге дейін шаю. Екі қышқылдық кезеңді өткізу қажет болғанда тұзсыздандырылған суды ығыстыру мөлдірлендіруге дейін аммиакты қоспай және pH = 6,0 – 7,0-та өткізіледі. Одан кейін Әдістемелік нұсқаулардың 69-тармағының 2-тармақшасындағыдай қайталанып қышқылдық өңдеу жүргізіледі, негізгі компоненттер концентрациясы 0,5-1,0%-дан. Осы кезеңнен кейін шаю түсіруге аммиактың қосылуымен тұзсыз сумен нағыз Әдістемелік нұсқаулардың 69-тармағының 3-тармақшасындағыдай жуатын ерітіндінің мөлдірленуіне дейін жасалады;

4) 0,3-0,5% аммиак ерітіндісімен pH = 9,0-9,5 болғанда және 60-80

С-да 4-6 сағат бойы өңдеу немесе нағыз Әдістемелік нұсқаулардың 57, 58, 59 тармақтарына сәйкес пассивтену.

70. Айтарлықтай жоғары қолданыстық шөгіндердің ШТҚ блоктарының қазанынан жою тиімді лігін трилон Б мен лимон қышқылы алмастырушылары: күкірт қышқылы, фталь ангидриді, адипин қышқылы композициялары қамтамасыз етеді.

71. Комплексон ерітіндісінің 3,0-3,5-ке тең оңтайлы pH мәнін алу үшін трилон Б немесе ЭДТҚ аммоний тұзы ерітіндісіне концентрленген күкірт, адипин, фталь қышқылдарын қосады. Лимон қышқылымен композицияға қарағанда бұл композициялар темір оксидтерінің(Fe₂O₃ және Fe₃O₄) еруі дәрежесінің одан аз болуымен сипатталады, сол үшін оларда көбірек өлшенген заттар пайда болады (8-10%-ға дейін). Қазандық болаттардың коррозиялық жоғалтуларды ұйғарынды мәндерге (2-5 г/м²*сағ) дейін түсіру үшін оларға нағыз Әдістемелік нұсқаулардың 66, 67, 68 тармақтарында белгіленген ингибиторлар қоспасын енгізеді. Ерітінділердің pH мәндерінің 2,5-тен төмен түсуінен кейін ингибиторлардың қорғаныстық әрекетінің күрт төмендеуі және өлшенген заттардың ерітіндідегі мөлшері байқалуы ескеріледі. Сондықтан контурға концентрленген қышқыл ерітінділерінің артық дозалауына және ерітінді pH-ының 2,5-тен азаюына жол берілмейді.

72. Трилон Б мен күкірт немесе фталь қышқылы композицияларында реагенттер концентрацияларын дайындау трилон Б мен лимон қышқылы композициясына ұқсас жасалады. Трилон Б-ның 1 кг-на 1,2 кг күкірт қышқылы немесе 1,5 кг фталь (адипин) қышқылы қайта санағанда техникалық өнімдерде 100%-дық реагенттер концентрациясына қажеттігі тәжірибелік анықталған. Композиция ерітіндісі температурасы 90-120

C, және оның тазарту процесіндегі төмендеуі жарамайды, себебі сол кезде реагенттердің еріткіштігі (фталь қышқылының, ЭТДҚ-ның) күрт төмендеп олар тұнбаға түседі. Сол себептен де ерітіндінің айналысы тоқталуы да жарамсыз. Қышқылдық кезеңдердің трилон Б мен лимон қышқылы алмастырушылары композицияларымен тазарту кезіндегі ұзақтық орташа 4-8 сағат болып табылады және шаю ерітіндісіндегі темір концентрация тұрақтылығымен анықталады.

73. 1 килограмм темірді байланыстыруға солай суммалы трилон Б мен лимон қышқылы алмастырушылары композициялары компоненттерінің жалпы 2,5-3,0 килограммы құртылатыны анықталған. Осы композициялар үшін ерітіндінің pH-ын қышқылдың дозадан асуы кезінде төмендету сондай-ақ төмен еріткіштік пен ерітіндідегі pH 2,0-2,5-тен аспайтындағы ерітіндідегі ЭДТҚ тұнбалануы мүмкіндігі үшін қауіпті.

74. Трилон Б мен лимон қышқылын алмастырушы композициялары ерітінділерімен қолданыстық тазартуының технологиялық режимі бұдан әрі:

1) тұзсыздандырылған сумен сулы су шаюы;

2) 0,5-2,0% концентрациялы трилон Б мен күкірт, фталь, адипин қышқылдары композицияларының ингибиторлы ерітіндісімен 90-120

С температурада 4-8 сағат бойы өңдеу. Тазарту процесінде pH-ты 3,0-3,5 дәрежесінде ұстап тұру үшін мерзімді күкірт қышқылы қосылып тұрады;

3) жуғыш ерітіндіні тұзсыздандырылған сумен түсіруге аммиакты pH=9,0-9,5-ке дейін ығыстыру басталғаннан 30-40 минут кейін қосумен ығыстыру және одан кейінгі ағарту мөлдірлендіруге дейін шаю. Екі қышқылдық кезеңді өткізу қажет болғанда тұзсыздандырылған суды ығыстыру мөлдірлендіру мен бейтарап реакцияға дейін аммиакты қоспай өткізіледі, одан кейін Әдістемелік нұсқаулардың 74 тармағының 2) тармақшасындағыдай қайталанып қышқылдық өңдеу жүргізіледі, бірақ әдетте комплексондардың төмендетілген концентрациясымен (0,5-1,0%);

4) 0,3-0,5% аммиак ерітіндісімен pH = 9,0-9,5 болғанда және 60-80

С-да 4-6 сағат бойы өңдеу немесе нағыз Әдістемелік нұсқаулардың 57, 58, 59 тармақтарына сәйкес пассивтену.

75. ШТҚ блоктары қазанын қолданыстық тазартуы үшін тиімді жуғыш заты болып 1:1 касса бойынша қатынасындағы жалпы концентрациясы 2 – 4 % аммоний гидрофториді мен күкірт қышқылы қоспасы ерітіндісі болып табылады. Сонымен бірге ерітінді pH-ы 2,8-3,0 және еківалентті Fe (II) және үшвалентті Fe (III) темір иондарын фтор-ионмен кешендеу шарттары бойынша оңтайлы болып табылады.

76. Бұл ерітінді темір оксидтерін тез еріту мен айтарлықтай жоғары буферлік сыйымдылықпен сипатталады. Құбырлардың 100-150 г/м² ластануы кезінде аммоний гидрофториді мен күкірт қышқылының 1% концентрациясын, 200-300 г/м²-қа дейін ластануда – 1,5%, ал 400-600 г/м²-қа дейін ластануда – 2,0% қолдану ұсынылады. Темір оксидтерін еріткенде пайда болатын Fe (II) және Fe (III) фторидтерінің жоғары ерігіштікке байланысты көп өлшенген заттар пайда болмайды (әдетте 8-10%). Алайда осы қоспаны қолданғанда тазарту кезінде 4,5 pH-тан жоғарлауына жол берілмейді, себебі бұл жағдайда ерітіндіден Fe (III) гидроксиді түсуіне шарттар жасалады.

77. Соған байланысты темір тотықты шөгіндердің ерітуі және pH-ты 4,0-4,5-тен астам жоғарлауы бойы ерітіндіге күкірт қышқылын pH-ты 3,0-3,5-ке дейін төмендетуге дейін қосады. Осы қоспа үшін ерітіндінің pH-ы 2,5-тен төмен күкірт қышқылымен дозадан асу жарамсыз, себебі бұл металл коррозиясы жылдамдығының және шөгіндердің түсіру көмегімен ерітіндідегі жүзгіннің мөлшерінің үлкеюіне алып келеді.

78. Тазартулардың стехиометриялық қатынастары және тәжірибелік өткізулерімен 1 кг темір оксидіне Fe₂O₃-ге қайта санау кезінде 2 килограммдай аммоний гидрофториді және 2 килограмм күкірт қышқылы құртылады. 1%-дық аммоний гидрофториді мен 1%-дық күкірт қышқылы ерітіндісінде тазарту кезінде 8-10 грамм-литрге (бұдан әрі – г/л) дейін қайта санағанда темір оксидінен Fe₂O₃ ерітілген темір жиналады.

79. Тазартуды өткізгенде ерітінді температурасы 20-60

С шектерінде. 150-200 г/м² аз ластануда ерітінді жылытылмайды, 200 г/м² ластануда температураны 46-60

С-ға көтереді. Аммоний гидрофториді мен күкірт қышқылы қоспасы ерітіндісі ингибиторлар ретінде мына қоспаларды қолданады: 0,1% ОП-7 (ОП-10) мен 0,02% каптакс; 0,1% КИ-1 мен 0,02% каптакс; 0,1% КИ-1 мен 0,3% тионесепнәр; 0,1% КИ-1 мен 0,05% тиурам. Қазандық болаттардың ингибитор қоспаларын қолданғанда коррозия жылдамдығы 3-8 г/м²*сағ-қа дейін түседі. Өңдеу ұзақтығы жуғыш ерітіндідегі темір концентрациясының тұрақтануына байланысты және орташа 4-6 сағат болады.

80. Тазарту технологиясы мына операциялардан тұрады:

1) тұзсыздандырылған сумен сулы су шаюы;

2) өңдеу 1-2%-дық күкірт қышқылы мен 1-2% аммоний гидрофториді ерітіндісі және ингибиторлармен 20-60

С-да 4-6 сағат аралығында жасалады.

pH-тың 4,0-4,4 жоғарлауы болса қышқылдық кезеңде мерзімдік күкірт қышқылының pH 3,0-3,5-ке дейін дозалануы жасалады. Құбырлардың жоғары ластануы кезінде (300-400 г/м²-тан астам) тазартуды 2 қышқылдық кезеңде әрбіреуінің компоненттері 1,0-2,0%-да өткізеді.

3) пайдаланылған ерітіндіні тұзсыз сумен дәнекерлік мөлдірлеуге дейін 30-40 минуттан кейін аммиакты pH= 9,0-9,5-қа дейін қосып ығыстыру;

4) 0,3-0,5% аммиак ерітіндісімен pH = 9,0-9,5 болғанда және 60-80

С-да 4-6 сағат бойы өңдеу немесе нағыз Әдістемелік нұсқаулардың 57, 58, 59 тармақтарына сәйкес пассивтену.

81. Шөгіндерде мыс болғанда қышқылдық кезеңдер мен сумен шаюдан кейін 0,1%-дық аммиак ерітіндісімен және тотықтырғышпен(0,5 натрий, калий персульфаты, оттек, ауа, 0,3-0,5 сутек тотығы) 40-50

С-да 3-4 сағат арасында өңдеу, және одан кейін сумен шаю және пассивтену.

5 тарау. ШТҚ блоктары қазанын қолданыстағы тазарту құралдарының айналма сызбасына қойылатын негізгі талаптар

82. ШТҚ энергоблоктары қазанының тиімді тазартуын қамтамасыз ету үшін қазанды жасағыш-зауытпен жобалау сатысында мыналер ескертіледі:

1) қазан жылытуы беті және олардың элементтері максималды дренаждалған, қазан жолын ерітінділерден тез және сенімді босатуға және содан кейінгі құрғақ ауа ағынымен құрғақтауға бейімделген болып жасалады;

2) қазан құрылымының тазарту сызбасының уақытша элементтерін жалғау аумақтарында тұтастыру бос соңғылардың монтажына және демонтажына кедергі жасамайды.

83. Жаңа және кеңейткенде жұмыс істейтін электростансалар жобаларында іске қосу алдындағы және қолданыстық энергоблоктар қазанының тазартуын өткізуге арналған ортақ стансалық қондырғы және барлық құралдардың қуаты бойынша ең үлкен энергоблоктары тазартуды санағанда қарастырылады.

84. Айналмалық қолданыстық тазартулар сызбалары, негізінде, іске қосу алдындағы химиялық тазарту элементтері сызбаларында тіректенеді немесе блоктың штаттық құралдарын максималды мүмкін қолдануы ескеріледі.

85. ШТҚ энергоблоктары қазанының химиялық тазартуына арналған ортақ стансалық құрылғыларына кіретіні:

1) ерітінділер және суды айдауға арналған сорғыш;

2) оларды бекітуге құбыр желісі;

3) сорғыш, қысқыш және лақтырғыш құбыр желістер;

4) реагенттер ерітінділері контурына жіберуі дайындау және сақтау үшін ыдыстар мен сорғыштар;

5) тұзсыздандырылған суды жіберу және жинау үшін арналған ыдыстар мен сорғыштар;

6) буды жіберу құрылғысы;

7) шайғыш ерітінділерді қауіпсіздендіру мен бейтараптандыру үшін түйін.

86. Тазартушы айналма сызбалар технологиялық режиммен белгіленген параметрлердің орындалуын қамтамасыз етеді:

1) температурасын;

2) реагенттер концентрациясын;

3) операция реттілігін қадағалауын;

4) ерітінді және су қозғалысы жылдамдығын.

87. Айналма сызба бойынша тазартуды ұйымдастыру кезінде орындалатын негізгі шарттардың бірі болып қажет ерітінділер жылдамдықтарын жасау болып табылады.

88. ХТС қолданумен қазанды айналма тазартуы кезінде қышқылдар мен композициялар қозғалыс жылдамдығы дренаждалмайтын аумақтарда 1 метр/секундтан (бұдан әрі м/с) кем емес және 0,6 м/с – дренаждалатындарда, жуғыш ерітінділер мен су шаюларын ығыстырғанда – дренаждалмайтындарда 2 м/с-тан кем емес, және 1,0-1,5 м/с – дренаждалатындарда.

89. 250-1200 МВт блоктарының бұл талаптарына МСК-1500-575(1500 кубтық метр/сағ (бұдан әрі м³/сағ); 575 су бағанасы метрі (бұдан әрі – су бағ. м); 160

C; Н_вс = 16 су бағ. м) және МСК-1000-350(1000 м³/сағ; 350 су бағ. м.,120

С; Н_вс = 16 су бағ. м) типті сорғыштары сәйкес.

90. Қондырылатын сорғыштар саны қажет айнала қозғалыс жылдамдықтары және тазарту контуры кедергісін санай отыра гидродинамикалық есептеу негізінде анықталады. Бір сорғыш қосымша резервтік ретінде қондырылады.

91. МСК типті сорғыштардың ағынды бөлігі тығыздықтарына механикалық ластардың алдын алу үшін сорғыштың сорғыш құбыр желісінде 0,8-1,0 шама милиметрлі ұяшықты фильтрлер орналастырылады.

93. Қатты ластанулардың айналма контурларына қайтадан тимеуі үшін қоректік сорғыштардың сорған құбыр желістерінің жалғастықтары ауасыздандырғыш ішінде 300-400 милиметрге өсіріліп, ұяшықтары 5х5 милиметр көлемді болат торымен қапталады. Ерітіндіні жылыту ауасыздандырғышта жүреді. 1,3 МПа (13 кгс/см²) қысымды буды жіберу өз қажеттіліктер бу желісінен ауасыздандырғыш бакқа әдейі бақыланатын тесілген коллектор бойынша жасалады. Контурға ЖҚЖ тазартуын қосқанда су жағы бойынша қосымша ерітінді және су жылытуы ЖҚЖ-ның біреуінде өткізіледі. Ауасыздандырғы сызба бойынша жұмыс істейтін немесе қажет болғанда ауасыздандырғышты және ЖҚЖ-ны тазарту контурынан жою керектігі кезінде энергоблок қазанының тазалауы кезінде тазарту контурының 1/3 көлеміне тең көлемді аралық ыдыс ретінде арнайы бакты орналастыру ескеріледі және ерітінді мен суды жылыту бу жіберу жолымен 1,3 МПа (13 кгс/см²) қысымында жасалады.

94. МСК-1000-375, МСК-1500-575типті сорғышты тазарту сызбасын қолданғанда бакты 16 метрден жоғары деңгейінде орналастырады.

95. Электростанса басшылығымен немесе жасағыш-зауыттармен келісім бойынша ШТҚ блоктарын ОЖ-қа дейін тазарту кезінде ұсынылған ерітінділердің айдауы үшін БҚС қолданылған жағдайда (мысалы, 12ПД-8, ПД550-160-650 м³/сағ, 158 су бағ. м), әдетте бір сорғыш жұмыс істеп тұрады. Бұл жағдайда ерітінділер қозғалысы жылдамдығы БҚС сипаттамасымен және қазан жолы кедергісімен анықталады. Мысалға алу үшін нағыз Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшада ШТҚ блоктары қазанын тазартуы кезіндегі ағын жылдамдықтары шығын мен кейбір қазандың берілген беттерінің құбыр қимасына қатынасты есептеулер нәтижелері берілген. Ерітінді мен судың жеткіліксіз қозғалыс жылдамдықтары жылу беттерінің тармақтық шаюымен және сумен шаю кезеңдерінде жылу беттерінің қазанды қоректік электросорғыштардың (бұдан әрі – ҚЭС) жұмысына қазанды іске қосу алдындағы тазартуларды қосумен жартылай өтеле алады.

Сол үшін ҚЭС-ты өшіруі бойынша Р-20 2МПА-ға (20 кгс/см²) дейін қысымның көтерілуі кезінде бұғаттау жасалады да олардың ішіндегі жапқыштардың қажетті өткізу қабілеті қамтамасыздандырылады. Бұл су шаюларын түрлі тармақтармен жұмыс істеу параметрлеріндегі орта қозғалысы жылдамдығынан асатын жылдамдықтарда өткізуге мүмкіндік жасайды.

96. ОЖ-ны БҚС көмегімен тазалау кезінде уақытша құбыр желілерінің саны қысқарады, және тазалау тіпті жұмыстық сызба бойынша жасалады. Тазартудың ортақ стансалық қондырғысынан қолданылатын – реагентті торап, тазарту контурына реагенттерді жіберу желісі, лақтыру желісі және бейтараптандыру торабы. Қосымша қоректі электросорғыштың (бұдан әрі – ҚЭС) қоршауы және 250 милиметр диаметрлі уақытша құбыр желісі негізгі конденсатты ауасыздандырғышқа жіберу желісіне дейін монтаждалады.

97. ОЖ-ға дейін тазарту кезінде аралық лақтырулар жасалмайды, кейбір ерекше кездер болмаса: су жағы бойынша тазарту контурын шығарғанда. НБЖ-ға дейін тазартқанда бірінші лақтырыс ОЖ-дан кейін, екіншісі – НБЖ-дан жасалады. Қазан жолы элементтері және тазарту контурына қосылмайтын жылулық сызбалар одан бітеуіштермен алынады немесе нақты арматурамен сөндіріледі.

98. Жолды ОЖ-ға дейін химиялық тазарту кезінде буысытқыш беттер жуғыш ерітінділердің түсуінен қорғалады:

1) бітеуіштер жабылады, қазаннан ерітіндіні лақтыру тура орнатылған беттеуіштер алдында тамызықтық торап бойынша уақытша құбыр желісі бойынша орындалады;

2) Д-3 шиберлі қақпақтары қолмен тығыз жабылады, буысытқыш жол тұзсыздандырылған сумен онда қарсы қысым (сорғыштар көмегімен немесе оны істейтін қазан желісімен бүрку қосу жолымен) жасай толтырылады.

99. Реагенттік шаруа концентрленген химиялық ерітінділерді қабылдау, сақтау, жасау және дозалау үшін арналған, және өзіне ыдыстарды, еріткіш сорғыштарды және осы ерітінділерді тазарту контурына жіберу және оларды бекіткіш құбыр желілерін қосады.

100. Реагенттік тораптың қағидалық сызбасына қатысты нағыз Әдістемелік нұсқаның 3-қосымшасындағы 5-суретте берілген ШТҚ энергоблоктарын айналымдық тазартуы үшін 250-800 МВТ энергоблоктарын қолданыстық тазартуын өткізу үшін типтік реагенттік торап берілген, бактар көлемі кезеңдер санымен және тазартуға қолданылатын реагенттер еруі дәрежесімен анықталады. Әдетте сақтау және реагенттерді еріту үшін 3 бак орналастырылады. Бактардың 250-500 МВт блоктарды тазарту үшін көлемі – 50 кубтық метр (бұдан әрі – м³), 800 – 1200 МВт блоктарын тазарту үшін – 75-100 м³.

101. Қатты (кристалл) түрде берілетін реагенттер 10-15 м³ көлемді, коникалық табанды және қақпағы бар арнайы араластырғыш бактарда ерітіледі. Қақпақта тікелей табанды өзі 1000-1500 милиметр биіктікті және ұяшық өлшемі 3-5 милиметрлі цилиндрлік тор болып көрінетін кең елек орналастырылған люк бар. Араластырғыш бакта су өлшегіш шыны, термогильзаны және сынама алғыш орналастырылады. Араластырғыш бакқа тұзсыздандырылған су және жылытқыш бу желісі қосылады. Бу араластырғыш бактың цилиндрлік бөлігі негізінде орналасқан иректүтік арқылы жіберіледі. Араластырғыш бак сыйымдылығы 5-10 м³.

102. Тазарту контурына реагенттер ерітіндісі жіберілуі қышқылға төзімді орындалуда сорғыштармен 60-90 м³/сағ жіберумен және 50 су бағ. м-нен кем емес қысыммен жүзеге асырылады. Аммиакты судың тазарту контурына дозалауы сақтау багынан сорғыштармен 2-6 м³/сағ жіберілумен және 50-80 су бағ. м қысыммен жүзеге асырылады.

103. Реагенттердің аз ерігіштікті (фталь ангидриді, ЭДТҚ) қатты ерітінділерін сақтау үшін арналған бактар бу жылытуын ұйымдастыру үшін сыртқы иректүтікпен жабдықталады.

104. Араластырғыш бакта қатты және паста түрінде берілетін реагенттерді еріту үшін және оларды реагенттерді дайындау бактарына айдау үшін қышқылға 45 м³/сағ жіберілетін және 30 су бағ. м. қысымды төзімді сорғыштар қолданылады.

105. Қондырылған бактардың санын кеміту мақсатында реттік әртүрлі реагенттерді бір бакта оны алдыңғы дайындалған ерітіндіден жақсылап шайғаннан кейін дайындау рұқсат етіледі.

106. Күкірт қышқылы сорғыш ХТС құбыр желісіне жеке құбыр желісі арқылы құбыр ішіне және осьтік сызық бойынша ағын қозғалысы бойымен бұратылған немесе ауасыздандырғышқа енгізілген жалғастықпен жіберіледі. Күкірт қышқылын соратын бустерлік қоректік сорғыш құбыр желісіне жіберуге жол берілмейді. БҚС көмегімен тазарту кезінде күкірт қышқылын ауасыздандырғышқа немесе оның алдында жібереді.

107. Тазарту контурына күкірт қышқылын жіберуге арналған құралдар 3-5 м³ өлшегіш бакты және 1-3 м³/сағ (қышқылы шығынына байланысты) жіберілу дозатор-сорғыштарды өзіне қосады. Қышқыл өлшегіш бакқа су дайындау жүйесі қорынан түседі. Бұл құралдар ХТС қасында орналасады, блоктық тұзсыздандырғыш қондырғысы (бұдан әрі – БТҚ) регенерация жүйесін қолданады.

108. Гидразинді, күкірт қышқылын, аммиакты реагенттік шаруа багына немесе тазарту контурына жіберу химиялық цехтан сәйкес құбыр желілерінен орындалады.

109. Ингибиторлар қоспасын дайындау үшін, мысалы, ОП-7 (каптаниттің) мен каптакстың (тиурамның), арнайы қатты реагенттерді еріту үшін арналған араластырғыш бак сияқты жабдықталған, үлкен емес кеңдікті (2 - 3 м³) араластырғыш бак қондырылуы ескеріледі.

6 тарау. Айналма тазарту әдісі кезіндегі технологиялық операциялар сипаттамасы. Тазарту процедурасын бақылау көлемі

110. Қазандық су-бу жолының айналымдық әдістермен қолданыстық тазартылуының технологиялық режимдеріне мына операциялар кіреді: алдын ала сумен шаю, бір немесе екі қышқылдық өңдеу, қышқылдық кезеңдерден кейінгі сумен шаю, бейтараптандыру немесе пассивтену.

111. Алдын ала сумен шаю бетпен әлсіз тізбектелген борпылдақ шөгінділерді жою үшін керек және сонымен бірге тазарту сызбасын дайындау мен сынауды жүргізуге мүмкіндік жасайды, қазанның күрделі су-булы жолынан ауа тығындарын жою.

112. Сумен шаюға жеке қазанның жеке тізбектері бойынша максимал жылдамдықтағы лақтыру мен тұйық контур бойынша ыстық сумен шаю кіреді. Барлық операциялар 250-500 МВт энергоблоктарын тазарту алдындағы қоры 2,5-3,0 мың м³, 800-1200 МВт энергоблоктарына – 4,0-5,0 мың м³ тұзсыздандырылған сумен жүргізіледі.

113. Алдын ала сумен шаю реттілігі бұдан әрі:

1) контурды ашық ауа жіберушілер қатысындағы сумен толтыру;

2) сызбаны толық қысымға жуғыш сорғыштармен тығыздау;

3) суды жеке тізбектер және корпустар бойынша ауа тығындарын жою үшін судың шығынын мерзімді өзгертумен тарту, ал одан кейін әр тізбек бойынша 25-30 минут бойын лақтыруға тұзсыздандырылған сумен шаю;

4) контур тұйықталуы және тұзсыз судың технологиялық режиммен белгіленген температураға дейін қыздыру.

Бұл операцияны өткізген кезде иректүтіктердің басып бақылауын өткізеді немесе жылуға ден қойғышпен айдау кезіндегі барлық құбырлармен тұзсыздандырылған ыстық сумен толтырылуын тексереді Ыстық сумен шаю 2-3 сағат бойы жүргізіледі;

5) Алдын ала сумен шаю бақылауы көзбен өлшенген заттар бойынша (мөлдірлігі), штаттық және уақытша құрылғылар бойынша – температура, шығын тексеріледі. Ауасыздандырғыштағы және ҚКБ дәрежесі бақылауы жүреді. Шаю дәрежесін қазан жолы және лақтырудағы штаттық және уақыттық сынама алғыштардан алынатын сынамалар бойынша бағалайды. Сумен шаю аяғында кермектілік пен темір концентрациясын анықтайды. Кір суды ауыстыруды тек темір концентрациясы (С_т) 500 микрограмм эквивалент/килограммнан (бұдан әрі мкг-экв/кг) асса және суда өлшенген заттар (темір) 100мк/кг-нан асса жасайды.

114. Қышқылдық кезеңнің негізгі міндеті қолданыстық шөгінділердің негізін құрайтын темір оксидін еріту және оларды ерітілген және жартылай қалыпты жағдайдағы тазартылатын қазан жолынан жою. Таңдалған технологияға қарамастан қышқылдық кезең тұзсыздандырылған суда жасалған ерітіндіні тұйықталған контур бойынша айналдыру кезіндегі ерітінділермен орындалады.

Қышқылдық кезеңді өткізгенде технологиялық параметрлер ұсталады:

1) құрамдастар концентрациясы;

2) ерітінді pH-ы, температура;

3) реагенттерді енгізу реті;

4) қозғалу жылдамдығы;

5) тазарту ұзақтылығы.

115. Тазартудың қышқылдық кезеңі берілген температураға дейін қыздырылған тұзсыздандырылған сумен толтырылған тазарту контурына алдын ала бакта дайындалған ингибиторлар қоспасы ерітіндісін жіберуден басталады. Контурға есептелген ингибиторлар ерітіндісі мөлшерін жіберуден кейін 30-40 минут бойы оны контурда араластыру орындалады.

116. Одан кейін тазарту контурына негізгі жуғыш реагенттерінің концентрленген ерітінділері жіберіледі.

117. Контурға реагенттер ерітінділерін беру реттілігі алдымен аз қышқылды реагенттің беруін көздейді.

Мысалы, қышқылдар қосылған трилон Б композициялармен тазалау кезінде - трилон Б немесе ЭДТҚ аммоний тұздарының беруі, аммоний гидрофториді қосылған күкірт қышқылы қоспасымен тазалау кезінде – олардың соңғысы. Екі ерітінді компоненттерінің контурға бір мезгілде беруі фтал, адипин қышқылы қосылған трилон Б композициясына жол беріледі, жуу ерітіндісінің төмен температурада (30

С кем) аммоний гидрофторидімен күкірт қышқылы үшін.

118. Ерітіндінің рН 2,5 - 2.8-ке дейін асқынтотығуын болдырмау үшін күкірт қышқылының дозировкасы тазалау кескініңде трилон Б немесе аммоний гидрофторид қышқылдарының берілу және араластырудан кейін жүзеге асырылады.

119. Ингибиторлардың және жуғыш реагенттердің кескінге ұсынуы контур бойымен ерітіндінің бір айналыстағы алдын ала белгілі бір шоғырлануын қамтамасыз ететін шығындармен өткізіледі.

120. Қышқыл кезеңінің ұзақтығы темір оксидінің кен орындарын тарату жылдамдығына байланысты. Осы кезеңде шөгінділердің еріген процесінің аяқталғаны туралы ерітіндегі еріген (немесе жалпы) темірдің концентрациясын тұрақтандыру арқылы анықтайды. Тұрақтандыру 1,5-2.0 сағат аралығында 0,2-0,3 г/л-дан аспайтын ерітіндегі темір концентрациясының өсуімен сипатталады.

121. Қышқыл кезеңінің өткізу барысында мыналер бақыланады:

1) температура;

2) штаттық және уақыт шығын өлшегіштерімен өлшенетін ерітіндінің шығыны;

3) сорғының айдау жағындағы қысым.

122. Тазалау процесінің химиялық бақылауы мына көлемде жүзеге асырылады:

1) ерітіндінің қышқылдығы немесе рН, темір концентрациясы – 20-30 минутта 1 рет;

2) ЭДТҚ және трилон Б концентрациясы немесе аммоний гидрофториды - процесінің басында 1,5-2,0 сағат аралығында 1 рет;

3) өлшенген бөлшектер - қажет болған жағдайда қышқылдық ерітіндісінің ауыстырылуына дейін 1 рет.

123. Шөгінділерде мыс аңықталған кезде қосымша мыс концентрациясы анықталады 1,5-2,0 сағат аралығында 1 рет және міндетті түрде сынамадағы ерітіндінің ығыстыру немесе лықсыма алдында.

124. Концентрацияланған ерітінділер дайындайтын резервуарларында реагенттердің контурға мөлшерленетін санын есептеу үшін реагенттің бастапқы концентрациясы анықталады.

125. Шайма езіндінің ығыстыруы және сумен шаюы қышқылдық кезеңінен кейін тұзсыз сумен жүзеге асырылады. Қышқылдық ерітінді мен тазаланған жабдықтардан жүзгіндер қалдықтарының жою толықтығы және тазаланған беттерінің мына залалсыздандыру немесе пассивацияға дайындығы қамтамасыз етіледі. Осы операциялардың басында КҚБ-да жеткілікті тұщы су жиналады (250 - 500 МВт блоктарына 2,0 - 3,0 мың м³ және 800 - 1200 МВт блоктарына 4,0 - 5,0 мың м³ кем емес).

126. Шайма езіндінің ығыстыруы және сумен шаюы алдыменен барынша мүмкін судың тұтынуымен бірге қазанның барша ағыны бойынша жүргізіледі. Шаю өткізу тәртібі одан кейін екінші қышқылдық кезеңінің өткізілуіне байланысты.

127. Екінші қышқылдық кезеңінің барысында шайма езіндінің тұщы сумен лықсымаға шұңқыр-түрлендіргіш ығыстыруынан кейін суды ағызған кезінде рН = 6,0 - 7,0 және түссіздендіргенде максималды жылдамдықпен алғанға дейін бүкіл ағыны және жеке тармақтар бойынша қысқа мерзімді жолдың сулы шаю жүргізіледі.

Содан кейін осы Әдістемелік нұсқаулардың 114 – 124-тармақтарына ұқсас берілгендей ретпен қайта қышқылдық өңдеу жүргізіледі.

128. Кейін соңғы немесе жалғыз қышқылдық тазалау кезеңінде жуу ерітіндісінің ығыстыруы аяқталғаннан кейін қазанның бүкіл ағын максималды жылдамдықпен 30 - 40 минут ішінде тұщы сумен шаюы орындалады, содан кейін суды ағызған кезінде рН = 6,0 - 7,0 алғанға дейін суға аммиак мөлшерлейді.

Бұдан әрі осы Әдістемелік нұсқаулардың 86, 87, 88-тармақтарына сәйкес келетін максималды шығындар мен қозғалыс жылдамдықпен жеке тармақтар бойынша қыздыру беттерінің шаюына көшеді.

129. Аммиак қосылған тұщы сумен ағызуға сулы шаю әрбір тіндермен судан ағызғанда 10 мг/кг кем емес темірдің концентрациясын алғанға дейін 0,5 - 1,0 сағат аралығында жүргізіледі.

130. Судың ағызғанға шаюы аяқталғаннан кейін контур тұйықталады және 2 - 3 сағат ішінде тұщы сумен қыздырылған сулы шаю өткізіледі. Осы кезеңде тұщы судың қызатын температурасы бұдан әрі жүргізілетін бейтараптандыру немесе белсенсіздендіруге байланысты, бірақ 50 - 60 % кем емес.

131. БҚС пайдаланып тазалаудың жүргізу кезінде сулы шаюды соңғы қышқылдық кезеңінен кейін ҚЭС қолдануымен жеке тармақтар бойынша барынша ықтимал шығындармен жүргізеді. Тазалау кезінде сулы шаю жүргізу үшін ҚЭС пайдалану мүмкіндігі болмаған кезде бұл операцияны қазандықты іске қосар алдында көздейді.

132. Сулы шаюды өткізудің бақылауы қышқылдық кезеңінен кейін төмендегідей көлемде жүргізіледі:

1) шығыны мен сорғылардағы қысымы - штатты және уақытша датчиктар бойынша;

2) өлшенген заттар - визуалды 10 - 15 минутта 1 рет ағызып жібергенде;

3) суды тұндырудан кейін темірдің концентрациясы - жеке тармақтар бойынша сулы шаюдың соңында және тұйықталған контур бойынша айналма кезінде 30 және 60 минутта 1 рет тиісінше.

133. Сулы шаю кезеңінде тұйықталған контур бойынша айналма кезінде мөлдірлік (визуалды), ерітіндінің рН және еріген темірдің концентрациясы бақыланады. Ерітіндегі темірдің концентрациясы 50 мг/кг-нан жоғарылағанда осы Әдістемелік нұсқаулардың 128, 129 тармақтарына сәйкес сулы шаю қайта өткізіледі.

134. Сулы шаю аяқталғаннан кейін тазартылған қыздыру беттерінің бейтараптандыру немесе пассивациясы орындалады.

135. Бейтараптандыру аммиак қосылған 0,3 - 0,5 %-дық ерітіндісімен 60 - 80

С температурада 4 - 6 сағат аралығында тұйықталған контур бойынша айналма кезінде орындалады. Бұл операцияның мақсаты құбырлардың үстіңгі бетінде және тұйықталған учаскелерде қышқыл ерітінділердің қалдықтарын бейтараптандыруда және металды дымқыл атмосферада қысқа мерзімді блоктың тұрып қалу кезінде тоттанудан қорғау болып табылады. Бейтараптандыру аяқталғаннан кейін аммиак ерітіндісі дренаждалады, ал бу ысытқыш бетін тұщы сумен жуып, осы Әдістемелік нұсқаулардың 61-тармағына сәйкес ыстық ауамен құрғатады.

136. Белсенсіздендіру жүргізу кезінде сулы шаю аяқталғаннан кейін контур сондай-ақ тұйықталады, су белсенсіздендіру режиміне берілген температурасына дейін қызады. Суда темір концентрациясы бақыланады, егер ол 10 мг/кг-нан асатын болса, су жаңартылып, қайтадан оның қыздыруы жүргізіледі.

Тұйықталған контур бойынша айналма кезінде қыздырылған суға концентрацияланған белсенсіздендіретін ерітінділер және белсенсіздендіру режимімен берілген реагенттердің концентрациясын және рН мәнін алу үшін қажетті мөлшерде енгізеді.

137. Белсенсіздендіру процесін бақылауы мына көрсеткіштер бойынша жүзеге асырылады:

1) температура, ортаның шығыны мен сорғылардағы қысымы - штатты және уақытша аспаптар бойынша;

2) негізгі белсенсіздендіргіш және ерітіндінің рН-ның концентрациясы (белсенсіздендіретін аммиак ерітіндісіне қосылған кезде) - сағатына бір рет. Қажет болған жағдайда (түстің, жүзгіннің пайда болуы, мыстың шөгінділерінде бар-жоғы) темірдің және мыстың концентрациясы анықталады.

138. Белсенсіздендіру аяқталғаннан кейін ерітінді дренаждалады, ал дренаждалмайтын учаскелерінен аммиак қосылған тұщы сумен ығыстырады және осы учаскелер үшін осы Әдістемелік нұсқаулардың 61-тармағына сәйкес ыстық ауамен кептіріледі.

139. ЫСОӨ әдісімен белсенсіздендіру жүргізу кезінде қыздыру беттерінің аммиакпен сулы шаюдан кейін және контурдың тұйықталуымен суды 150 - 160

С-қа дейін қыздырады, БҚС немесе ХТС сору жағына оның қазандыққа кіре берістегі 30 - 60 мг/кг концентрациясы есебінен оттегі береді. ЫСОӨ ұзақтығы оттегінің оңтайлы меншікті шығынына 240 миллиграмм х сағ/кг (бұдан әрі – мгхч/кг) сүйене отырып таңдалады.

140. Оттегінің беруі контурдағы тұщы судың мына көрсеткіштерге жеткенде басталады - темір оксидтерінің концентрациясы (С_Fe2O3) кемінде 10 мг/кг, электрөткізгіштік кемінде 5 микросименс/сантиметр (бұдан әрі – мкСм/см), темірдің концентрациясы (С_ж) кемінде 1

2 мкг-экв/кг.

141. Оттегінің берілуін қазандықтан жолынан шыққандағы оттегінің концентрациясын бастапқыға тең немесе жақын кезінде тоқтатады.

142. Сулы-оттегі өңдеудің өткізу процесінде тазартылған қызу бетінде қорғаныш зең қалыптасады, ол айтарлықтай блоктың жұмысың қазандықты іске қосқаннан кейін бірінші тәулікте жеңілдетеді және нормативтік көрсеткіштеріне қол жеткізгенше дейін қазандықтың жұмыс уақытын қысқартады.

143. Сулы-оттегі өңдеудің ұзақтығы 4 - 8 сағатты құрайды. ЫСОӨ кезеңінде темір мен қазандықтан оттегінің кіру және шығу концентрациясын талдау қажет.

144. Темір концентрациясын колориметрлік немесе сульфосалицил қышқылы қосылған көлемді әдіспен анықтайды, оттегі концентрациясын – бір реттік сынамаларды іріктеу Винклер әдісімен.

7-тарау. Циркуляциялық тазартудан кейін орындалатын іс-шаралар және оның сапасын бағалау

145. Қазандықты химиялық тазарту аяқталған соң қыздыру беттерінің күйін және тазарту сапасын бағалауға мүмкіндік беретін іс-шаралардың бірқатары орындалады, оның ішінде:

1) деаэраторды, коллекторларды ашу;

2) коллекторлар мен ыдыстарда жиналған шламды, жүзгіндерді, қабыршақ бөлшектерін жою және олардың ішкі беттерін тексеру;

3) қыздырудың тазартылатын беттерінен құбырлардың үлгілерін ойып алу. Осы кезде үлгілер тазартуға дейін ойып алынған көрші құбырлардан ойылады;

4) катодтық уландыру арқылы құбырлардың ойып алынған үлгілері үшін қалдық ластанғандықты анықтайды. Құбырлардың қалдық ластанғандығы осы Әдістемелік нұсқауларға берілген 1-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес пассивтеу немесе бейтараптандыру режимі кезінде отынмен жұмыс істейтін қазандықтардың құрылғыларының от жағының қалдық ластанғандығы деректерінен аспайды.

146. Блокты қыздыру беттерінде орнатылған термопар болған кезінде тазарту тиімділігі туралы құбырлардың металының температурасының төмендеуі бойынша талқылайды, ол бастапқы мәндерді пайдалану режимінде 10 - 15

С-дан артық аспайды.

147. Тазартылған бетте тығыз қорғаныш оксидтік үлдірлерді қалыптастыру мүмкіндігін ескергенде тотықтырғыш пассивтеу (туоттегілік тазарту) уақытында және бұдан әрі БОСР және ОАСР жұмыс істеген кезде жағылатын отын түріне қарамастан құбырлардың 50 г/м² қалдық ластанғандығына жол беріледі.

148. Қазандық жолынан алып тасталған Түзілулердің (тонна) мөлшері негізгі оттегі кезеңдерінде анықталған темір концентрациясы бойынша мына формуламен анықталады

мұндағы V – шайылатын контур көлемі, м³;

- темір концентрациясы, г/л немесе килограмм/ куб метр (бұдан әрі – кг/м³.

149. Осыған ұқсас басқа жойылған компоненттер мөлшеріне, жеке алғанда жүзгін заттар мен мыс қосылыстарына соңғыларының түзілімде болуы кезінде есептеу жүргізіледі.

150. Тазарту нәтижелері бойынша техникалық акт құрастырылады, онда технологиялық процесс, бақылау нәтижелері және тазартудан кейін құбырлардың үлгілерінің ластанғандығын анықтау сипатталады.

151. ШТҚ блогына сорып алу үшін тазартудан кейін БҚС жуғыш ерітінділерін пайдалану арқылы пайдалану тазарту жүргізген кезде техникалық жағдайына тексеру (ревизия), ал қажет кезде тазартуға қатысқан БҚС жөндеу жүргізіледі.

152. Тазартылған қазандықтан жүзгінді анағұрлым толық шығару үшін, әсіресе БҚС тазарту жүргізген жағдайда, блокты пайдалануға жіберер алдында судың максимум ағу жылдамдығымен ҚЭС көмегімен тұзсызданған сумен шаю жүргізіледі (мүмкіндігінше блоктың пайдалану режимдері кезінене гөрі үлкен). Қазандықты сумен шаю және жағу қазандықты жағу бойынша нұсқаулыққа сәйкес жүргізіледі.

153. БОСР немесе ОАСР жұмыс істейтін блоктың аз уақыт (5 тәуліктен аз) тоқтап қалуы кезінде, тазартудан кейін қазандықты жағуды қоректендіргіш суға оттегіні жоғары дозалаумен және ЫСОӨ жүргізумен біріктіреді.

154. От жағу кезеңінде оттегі концентрациясын арттыру және қазандыққа от жағар алдында ЫСОӨ жүргізген кезде металдың және темір оксидтерінің тотығуы және бетіндегі оттегі адсорциясы есебінен тазартылған қыздыру беттерінде қорғаныш үлдірінің қалыптасуын жеделдетуге арналады.

Осы процестерді құбырлардың қалдық ластанғандығы 50 - 100 г/м² дейін болған кезде жүргізген мақсатты.

155. ЫСОӨ жүргізу үшін оттегі рампасынан оттегіне енгізу желісі бастерлік қоректендіру сорғыларының соратын жағына қарай құрастырылады. Оттегі рампасы 5 баллонға әзірленеді және оттегі манометрімен жабдықталады.

156. Блокты іске қосуға және ЫСОӨ бастар алдында негізгі конденсат сынамаларын іріктеу үшін сынама іріктеу нүктелері (1 сатының конденсаттық сорғысы (бұдан әрі – КЭН-I), 2 сатының конденсаттық сорғысы (бұдан әрі – КЭН-ІІ), деаэратор (бұдан әрі– Д-7), қоректендіру суы, ВЗ-ға дейін орта, блокты іске қосуға қажетті толық көлемде жаңа бу әзірленеді.

157. Операцияның басына қарай барлық түйіндердің, агрегаттардың, арматураның, блоктық басқару қалқанының дайындығы қамтамасыз етіледі. Жөндеу цехының басшылығы жөндеу бригадасының кезекшілігін қамтамасыз етеді. Барлық операциялар блокты іске қосу және қызмет көрсету бойынша қазандық-турбиналық цех нұсқаулықтарына сәйкес орындалады.

158. ЫСОӨ операцияларын орындаған кезде:

1) тұзсызданған су қорын 3000 м³ қамтаамсыз етеді;

2) Ағымдық жөндеуден немесе шаюдан кейін блокты суық күйден іске қосу бойынша нұсқаулыққа сәйкес ОЖ дейін қазандық жолын суықтай және анағұрлым мұқият ыстықтай шаю жүргізіледі. Ыстықтай шаюды ауыз суының температурасы ОЖ дейін - 180 - 220

С және орта температурасы ОЖ дейін - 180 - 220

С болғанда жүргізеді. Ыстықтай шаюды аяқтаған соң ОЖ дейін орта температурасын 250 - 260

С дейін арттырады және тұйық контур бойынша судың циркуляциясы басталады: конденсатор - КЭH-I - БТҚ - КЭН-II - ТҚЖ – Д-7 - БҚС - ҚЭС - ОЖ дейін қазандық - Р-20 - конденсатор.

159. ОЖ кейін тұзсызданған судың 2 мкг-экв/кг тұтқырлығына және 2 мкСм/см артық электр өткізгіштігіне қол жеткізу кезінде газ тәріздес оттегіні БҚС сорғыш құбырға қазандық кірісінде 30 - 60 мг/кг оттегі концентрациясын алуға жеткілікті мөлшерде дозалау басталады. ЫСОӨ ұзақтығы оттегінің 240 мгхч/кг меншікті шығынанан шыға отырып, анықталады және 4-8 сағат құрайды. KЭH-II, Д-7, ПВ, ОЖ нүктелерінде сынамаларды іріктеу бойынша темір концентрациясы сағатына бір рет, оттегі 30 минутта бір рет анықталады.

Оттегілік пассивтеу кезеңінің аяқталуы қазандық булану бөлігінен кірерде және шығарда оттегі концентрациясын теңестіру бойынша бекітіледі. Осыған орай, ережеге сай, осы нүктелерде темір концентрациясы теңеседі.

160. ЫСОӨ жүргізген кезде тұзданған суды конденсаторға қосу арқылы суды жартылай алмастыру (10 % жуық контурды үрлеу) және конденсат бөлігін циркуляциялық су өткізгішке немесе лас конденсат багына түсіру мүмкіндігі қарастырылады.

ЫСОӨ аяқтағаннан кейін оттегіні дозалау БОСР және ОАСР үшін нормативтік мәндерге дейін төмендейді және қолданыстағы нұсқаулыққа сәйкес блокты іске қосу бойынша операциялар жалғасады.

161. ЫСОӨ орындау сапасын бақылауды іске қосу кезеңінде блок жолында темір концентрациясын анықтау және уақыт дойынша нормативтік көрсеткіштерге жету арқылы жүргізеді.

162. Сонымен қатар, алғашқы мүмкіндікте қорғаныш үлдерін түзу тұрғысынан құбырлардың ішкі бетінің жағдайын бағалау мақсатында қазандықтан құбырлардың үлгілерін ойып алу жүргізеді.

8-тарау. Ағынды-түсіру сұлбасы бойынша энергоблоктардың су жолының жеке учаскесін жергілікті химиялық тазарту

163. Ағынды-түсіру сұлбасы бойынша жергілікті тазарту, шектік мәндерге дейін максимум жүктемелер аймағында жұмыс істейтін ТРБ және ЖРБ құбырларының ластанғандығын азайту үшін ОЖ дейінгі энергоблоктардың бу-су жолы үшін жүргізіледі.

164. Тазартудың осындай түрін жүргізу қажеттілігі энергоблоктар үшін туындайды, оларда ТРБ және ЖРБ құбырларының шектік ластануы пайдаланудың ұзақ емес кезеңі ішінде қол жеткізіледі (4 – 7 мың сағат).

165. Шағын шаю аралық кезең және энергоблоктың қысқа мерзімді тоқтауы кезінде тазарту жүргізу қажеттілігі арнайы шаю сұлбасын пайдалануға мүмкіндік бермейді және тазарту жүргізу технологиясы мен жағдайына сәйкес келетін тазартудың ағынды-түсіру сұлбаларын таңдауды анықтайды.

166. Ағынды-түсіру сұлбалары бойынша әдіс тазартылатын беттер алдында араластырылған шаю ертінділерін дозалаумен шектеледі және түзілімді ерітудің барлық кезеңі бойы олардан кейін шайғыш ерітіндіні түсірумен шектеледі.

167. Тазартудың технологиялық режимі мына талаптарға жауап береді:

1) шайғыш ерітінді түзімнің негізгі бөлігін құрайтын темір оксидтерінің ерудегі жоғары жылдамдығын қамтаамсыз етеді, себебі ерітінді оның тазартылатын бет бойымен бір реттік өтуі кезінде іске қосылады;

2) тазартудың ағынды-түсіру сұлбасын және Түзілулердің еру әсерін күшейту үшін реагенттердің араластырылған ерітінділерін пайдалануға байланысты;

3) тазарту жүргізу жағдайы темір оксидінің еру жылдамдығын төмендетпейтін металл коррозиясы аффективті ингибиторларын қолдануды қажетті етеді;

4) ағынды-түсіру схемасы бойынша тазарту кезінде БҚС пайдалануға байланысты ертінділерді таңдайды, оларда өлшенген заттардың көп мөлшері түзілмейді, бұл олардың коллекторларда және ертінділердің жеткіліксіз циркуляциясы бар учаскелерде шөгуінің алдын алады. Бұл шарттың орындалуы үшін Fe (III) және Fe (II) бар су ертінділерінде жақсы еритін кешендерде түзілетін және оларды еріту процесінде шөгінділердің улануын тудырмайтын реагентті пайдаланады.

168. Тазалау кезінде қазан жолынан жүзгіндерді шығаруды қамтамасыз ету үшін кемінде 1,0 - 1,5 м/с судың және ертінділердің қозғалыс жылдамдығы туындайды.

169. Осы талаптарға анағұрлым толықтай комплексондардың (ЭДТҚ немесе Б трилоны) қосылған ерітінділері жауап береді, атап айтқанда, рН = 3,5 - 4,5 кезінде ЭДТҚ 2 - 3-реттік алмастырылған амоний тұздары немесе 140 - 180

С температурасы кезінде ингибиторлары бар лимон қышқылы болатын Б трилон композициясы. Осы ерітінділерге ингибиторларды енгізу коррозиялық шығынды төмендету үшін ғана емес, сондай-ақ коррозия процесіне комплексондарды тиімсіз жұмсауды азайту үшін қажет, олар ингибиторлар болмаған кезде шөгінділердің еруі сияқты жылдамдықта бірмезгілде жүреді.

170. ШТҚ бу-су жолдарына жергілікті тазарту жүргізу кезінде төмендегі ерітінділер тиімді болып табылады:

1) рН = 3,5

4,5 кезінде ЭДТҚ 0,4 - 1,5 г/л аммоний тұздары;

2) рН = 3,0 - 3,5 кезінде 1,5 - 2,5 г/л лимон немесе фталий қышқылдары бар 1,0 - 2,5 г/л Б трилоны.

171. Осы ерітінділер үшін ингибиторлар ретінде ингибиторлар қоспалары пайдаланылады: 0,017 % каптаксы бар 0,05 % M-1 с 0,05 % ОП-7 (ОП-10) немесе 0,05 % ОП-7 (ОП-10).

172. Ерітінді температурасы 140 - 180

С шамасында болады, ерітіндінің қозғалу жылдамдығы кемінде 1,0 - 1,5 м/с.

173. Тазарту ұзақтығы қыздыру бетінің бастапқы ластанушылығымен анықталады және шөгінділердің еру жылдамдығын анықтайтын температураға, реагенттер концентрациясына, рН мәніне байланысты. Шамамен, ШТҚ қазанының бу-су жолдарын жергілікті тазартудың ұзақтығы ВЗ дейін 4 – 6 сағатты құрайды.

174. Жергілікті тазарту жүргізу кезінде мыналар ескеріледі:

1) толық тазарту күтілетін құбылардың максимум ластануы 100 - 150 г/м аспайды;

2) шөгінділерде мыстың 5 - 8 % асатын мөлшерде болуы кезінде тазарту эффектісі нашарлайды, себебі шөгінділердің еру жылдамдығы төмендейді.

175. Ағынды-түсіру схемасы бойынша ОЖ дейін ШТҚ қазандықтарының қызу бетін жергілікті тазарту кезінде температура, ерітінділер қозғалысының жылдамдығы, жуғыш заттар және ингибиторлардың берілген концентрациясы, ертіндінің рН мәні бойынша тазарту технологиясының сөзсіз орындалуы қамтамасыз етіледі.

176. Тазарту схемасына Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 6-суретіне сай микротазалау схемасындағы ОЖ дейін қазандықтың бу-су жолдары, арнайы реагентті торап, реагенттерді берудің уақытша құбырлары және шаю суларын бейтараптандыру және залалсыздандыру торабына түсіру енеді.

177. Жергілікті тазарту тізбек бойымен немесе блоктың екі тізбегі бойынша бірмезгілде жүргізіледі. Тазарту схемасына параллель қосылған тізбек санын таңдау қозғалыстың берілген жылдамдығын тудыру қажеттілігімен және ерітінді температурасын қамтамасыз ету мүмкіндігімен анықталады. Сонымен бірге қазандық тізбектері бойынша реагенттің берілген ерітіндісін бірқалыпты тарату қажеттілігі де ескеріледі.

178. Дубль-блокты тазарту корпустар бойынша жеке жүргізіледі. Тазартуға жатпайтын корпус бос тұрады немесе жұмыс күйінде болады.

179. Тазарту кезінде төмендегі операциялардың бірізді орындалуы қарастыралады:

1) конденсат запасының багында тұссыздандырылған судың жинақталуы және оны конденсаторға негізгі немесе апаттық қоректендірудің сорғыларымен беру. Конденсатордан конденсаттық сорғымен тұссыздандырылған су негізгі конденсаттың (ЖҚЖ байпастары бойынша) құбыр желісі бойынша деаэраторлы бакка беріледі;

2) БҚС деаэраторынан конденсатты немесе тұссыздандырылған суды алу және оны қазандықтың қорек торабына қоректік су құбыр желісі бойынша ЖҚЖ, тоқтатылған қорек сорғыларының бірінен ағынды бөлік арқылы беру;

3) БШ суын қазындыққа беру және судың 170 - 180

С дейін қызуы кезінде ВЗ дейін циркуляция контурын ұйымдастыру. Жылыту ЖҚЖ және деаэраторда жүзеге асырылады. Технологиялық режиммен берілген температураға қол жеткізу үшін деаэраторға және ЖҚЖ біріне бу беру пайдаланылады, әдеттегідей, қысымы 1,4 МПа жеке қажеттіліктегі бу құбырынан;

4) ертіндіні түсіру ОЖ алдында тамыздықты отын торабы және арнайы жөнделген уақытша құбыр арқылы бейтараптандыру торабына бейтараптандыру-қазан шұңқырда немесе шлам үйіндіде жүргізіледі, сумен шаю кезінде суды түсіру уақытша желі бойынша тамыздықты отын арқылы түсіру циркуляциялық су тасушысына беріледі. Шайма ерітінді тұссыздандырылған суға (конденсат) реагенттердің қойылтылған ерітінділерін беру арқылы тазартылатын бет алдында тікелей дайындалады, ол белгіленген шығыны бар БҚС сорып алынады және технологиялық режиммен берілген температураға дейін жылытылады.

180. ТРБ жеке құбырлары және қыздырудың басқа беттері бойынша реагенттердің ерітінділерін бірқалыпты тарату үшін қыздырудың (ТРБ үшін – экономайзердің шығыс коллекторлары) алдыңғы бетінің әрбір шығыс коллекторына реагенттерді енгізеді.

181. Реагенттерді енгізу торабында реагенттердің концентратталған ертінділерін беретін арынды дозалау құбырларын жалғау тотықпайтын болаттан жасалған арнайы штуцерлер арқылы жүзеге асырылады Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 7-суреті. Бұл штуцерлер қазандық жолының стационар элементтері болып табылады, олардың конструкциясы және орналасуы реагент ерітіндісін сумен араластырудың біркелкілігін қамтамасыз етеді.

182. Реагенттерді және дозалауды дайындау үшін арнайы реагентті торап пайдаланылады Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 8-суреті. Реагенттік торапты реагенттер ерітінділерін, үш дозалаушы сорғыны, қайта циркуляциялау сорғысын және бекіткіш құбырын дайындау үшін бакка қосады.

183. Ұсынылатын технологиялық режимдерді пайдалану үшін реагенттік торап схемасы 2 реагенттің бірмезгілде еру, 3 - 5 м³ көлемдегі 2 бакты орнату, не болмаса 6 м³ көлемдегі екі секциялы бакты орнату мүмкіндігін ескереді.

184. Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 8-суретіне сай тұйық вертикаль аралықпен және жабылған қақпақпен жартылай бөлінген екі секциялы бак берілген. Әрбір секция немесе бак мыналарға ие:

1) тиеуші елекке;

2) су өлшейтін шыныға;

3) сынама алғышқа;

4) термометрге;

5) дренаж және барботаждалған құрылғыға;

6) қыздыратын буды, конденсатты, аммиакты жеткізуге;

7) ауа сақтағышқа.

185. Бекіткіш құбырлары реагенттерді контурға дозалауға және автономды дайындауға мүмкіндік береді.

РПНК-2-30 (3 м³/сағ, 150 - 300 м. су. бағ.) дозалау сорғылары реагенттерді қазандық жолына (екі жұмысшы, бір резервтік) беру үшін арналған, ал қайта циркуляциялау сорғысы, мысалы, 2Х-9Л (20 м³/сағ, 16 м. су. бағ.) бак секцияларында ерітінділерді араластыру үшін арналған. Дозалау сорғыларын төмендегідей параметрлері бар басқа типтегі сорғылармен алмастыруға болады: беру – бір тізбекті есепке алғанда 0,8 - 1,0 м³/сағ. және арыны - 100 - 300 м.

186. Реагентті торап және дозалау құбырлары тот баспайтын болаттан жасалады. Көміртекті болаттан реагентті бакты дайындау кезінде ол жоғары температураға (80

С) төзген, қышқылға төзімді жабынға ие болады.

187. Реагенттерді дозалау құбырларының ұзындығын қысқарту үшін реагентті тораптың жабдығын жылжымалы рамада монтаждайды, реагентті торапты тазартылатын қазандыққа тікелей жақын орналастырады.

188. ШТҚ энергетикалық блоктың бу-су жолдарының жеке учаскелерін жергілікті химиялық тазарту мынадай кезеңдерден тұрады: дайындау операцияларынан, химиялық тазартудан және сумен шаюдан. Дайындау операциялары тазарту схемаларын құрастырудан, реагентті торапты дайындаудан, схема бойынша ақауларды анықтау және жоюдан, реагенттер ертінділерін дайындау және жұмыс схемасы бойынша су циркуляциясын ұйымдастыру кезінде қазандықты жылытудан тұрады. Барлық технологиялық операциялар аммиактауды ажыратпастан ауасыздандырылған тұссыздандырылған суда жүргізіледі.

189. Тазартудың 2 нұсқасын қарастырады: блоктың толықтай тоқтауы кезінде және дубль-блок корпустарының 1 тоқтауы кезінде.

1) бірінші жағдайда тұзсыздандырылған су конденсаттың запас багынан (бұдан әрі – КЗБ) және химиялық су тазартудан конденсаторға беріледі, одан конденсаттық сорғылармен БТҚ және ТҚЖ байпас арқылы – деаэраторға беріледі. Деаэратордан бустерлік сорғымен тоқтатылған қорек сорғыларының бірінен ағынды бөлік арқылы су ЖҚЖ арқылы қазандықтың қорек торабына беріледі.

Тұзссыздандырылған су 80 - 100 м³/сағ шығысымен әрбір тізбек арқылы тұйық контурмен тартады: деаэратор-бустерлік сорғыш - ҚЭС су жүретін бөлігі - ЖҚЖ - ОЖ дейінгі қазанның бу-су жолдары - тамызықтық отын торабы - конденсатор және жоғарыдағы көрсетілген контур бойынша. Бу ысытқыш бүрку жолдары арқылы тұзссыздандырылған сумен толтырылады, оның ішінде ОЖ алдындағы қазан контурының қысымынан үлкен қысым туады.

Тұйық контурдағы су айналымы қазаннан шығар температурасы 140 - 180

С жеткенше жүргізіледі. Суды қыздыру Подогрев воды деаэраторда жүргізіледі, қажет жағдайда суды ЖҚЖ ішінде қыздыру мүмкіндігі ескерілген;

2) тұрқылардың бірінің тоқтау жағдайында судың берілісі қоректендiргiш сорғымен пайдалану схемасымен жүзеге асырылады және су температурасы 140 - 180

С дейін төмендейді. Жұмыс жасап тұрған тұрқыға су пайдалану талаптары бойынша қажет болған шығынмен жеткізіледі, ал тазартуға тиісті тұрқыға – осы Әдістемелік нұсқаулардың осы тармақтағы 1) тармақшасының шарттарына сәйкес.

Жергілікті химиялық тазарту 1 не 2 желілері арқылы бір мезетте жүргізіледі, бұл осы энергетикалық блоктағы ерітінді температурасы мен берілген шығындарды сақтау қажеттілігімен анықталады.

Бір желі арқылы тазартқанда қажет температураға жеткен кезде желі шығыны орта қозғалысының жылдамдығына сәйкес 1,0 - 1,5 м/с белгіленеді, ал басқасымен 10 - 15 м³/сағ дейін түседі немесе реттеуші қоректендіргіш қақпашасын жабумен анықталатын шығынға дейін (жабық жағдайындағы реттеуші қоректендіргіш қақпашасы арқылы өткізумен), осы ретте айналым контуры мен температура осы Әдістемелік нұсқаулардың осы тармақтағы 1) тармақшасына сәйкес.

Екі желі арқылы бір мезетте тазартқанда екі желіде бірдей шығын белгіленеді.

190. Қышқылды кезең басталар алдында контур тамызықтық отын сепараторы арқылы айналымды су таратқышқа тастауға ажырайды, КҚБ немесе ВХОдан деаэраторға бір мезгілді толықтырумен су ауыстыру жүргізіледі. 20 - 30 минуттан кейін контурдың ажырауынан соң тастау айналымды су таратқыштан бейтараптандырғыш бассейнге ауысады және жолға реагенттерді мөлшерлеу басталады. Контурдағы реагенттерді мөлшерлеу қышқылды тазарту кезеңінің бойында жалғасады және ОЖ кейін сынаманы алу нүктесінде темірдің шоғырлануының төмендеуі кезінде аяқталады, шамамен 3 - 6 сағаттан кейін.

191. Тазартудың аяқтаушы кезеңі сумен шаю болып табылады, ол жуғыш ерітіндінің жүзгіні мен қалдықтарын кетіруге арналған. Реагенттерді мөлшерлеу аяқталған соң әр желідегі су шығыны 1,5 - 2,0 м/с жылдамдығын қамтамасыз ететін шамаға дейін артады, 120 - 150

С температурасындағы шаю 10 - 15 минут бойы бейтараптандырғыш бассейнге тастаумен жалғасады, содан соң айналымды су таратқышқа тастау ұйымдастырылады.

192. Сумен шаю судағы қалқымалы заттар мен темір болуымен бақыланады және ерітiндiнiң мөлдiреуі мен шығару кезіндегі темірдің болуы 1 мг/л кем болғанға жеткенде (бұл шамамен 1,0 - 1,5 сағат) тоқтатылады.

Шаймалы судың қажетті тазалығына қол жеткізгеннен кейін мына желінің (тұтпаның) жайылуы жүргізіледі.

193. Дубль- не моноблоктарды кезекті желілі тазалау кезінде екінші желіні тазалауды жүргізген уақытта шайылған желіге тұзсыздандырылған су аммиакпен (рН = 8,0 - 9,0) түседі, шығыны 10 - 15 м³/сағ болатын және кейін айналымды су таратқышқа ерітіндіні тастаумен жалғасады.

194. Тұрқының не қазанның жергілікті тазалаудан кейін тұрып қалуы қажетсіз, сумен шаюдан кейін қоректік судағы темірдің болуы 100 мкг/кг жеткенде қазанды жағу жүреді. Тазартудың тиімділігін бағалау үшін құбыр сынамаларын кесуді не тазартудан кейін, не тұрқы немесе қазанның кезекті тоқтатылуы кезінде жүзеге асырады.

195. Реагенттер шығыны (Q) локальді тазалау үшін реагенттер берілген шоғыры, су шығыны мен тазалау ұзақтығынан анықталады. Ерітінділерді дайындау мен тазалауды жүргізу кезінде мүмкін шығындарды есептеу үшін қор коэффициенті a енгізіледі

мұндағы С – шайма езіндідегі реагент шоғыры, кг/м³;

W – ерітінді шығыны, м³/сағ;

– тазалау ұзақтығы, сағ.

196. Тазалау алдында кешен құрағыш реагент көлемінің сынау есептеулерін жүргізген абзал, бұл тазаланатын бу-су жолдарының экран құбырларының бетінде болған темір оксидін байланыстыруға қажет

мұндағы Q₂ – реагент шығыны, тонна;

- 1 килограмм теміс тотығын ерітетін реагент шығыны (100 % қайта есептегенде), (кг/кг). ЭДТҚ аммоний тұзы үшін

= 5,2; қышқылмен трилон Б композициясы үшін

= 2,5 - 3,0 кигограмм/килограмм (бұдан әрі – кг/кг);

S - бу-су жолдарының тазаланатын ауданы, м²;

d – аудан бірлігіне темір окисінің мөлшері, г/м²;

К – техникалық өнімдегі реагент көлемі, %.

197. Q₂ алынған мәнінен реагент шоғыры мен тазалау ұзақтығы таңдалады. 50 - 100 г/м² ластану кезінде ұсынылған реагент шоғырының минималдысы және тазалау ұзақтығы 2-3 сағат таңдалады, 100 - 150 г/м² және одан жоғары болған жағдайда – максималды шоғыр мен тазалау ұзақтығы 4 - 6 сағат.

198. Тазалау процесінің бақылауы химиялық және жылу техникалық көрсеткіштер бойынша жүргізіледі. Ерітіндінің құрамын анықтау үшін үлгілердің пайдалану нүктелері қолданылады және ТРБ, ОРБ және тамызықтық отын сепараторынан кейінгі тастауда үлгілерді алу ұйымдастырылады. Үлгілерді алу алдында 3 - 5 минут бойы сұрыптау нүктесін жел өткізіп тазарту керек.

199. Тазартудың әрбір сатысын 20 - 30 минут үлгіні алу мерзімділігімен өткізу кезінде мына көрсеткіштер анықталады:

1) қышқылдық кезеңде – темір шоғыры мен рН, кешен құрағыш реагент шоғыры (таңдамалы, 1,5 - 2,0 сағатта бір рет), жүзгін заттар – көзбен шолып және барлық кезеңнің орташа үлгісінен сандық;

2) су шайындысындағы өлшенген заттар саны - 10 - 15 минута бір көзбен шолып, темірдің жалпы шоғыры - 20 - 30 минутта бір рет.

200. Жылулық және гидравликалық бақылаудың көлеміне кіретіндері:

1) желі бойынша су шығыны – штаттық не уақытша шығын өлшегіш бойынша;

2) қысым мен температура - штатты аспап бойынша;

3) деаэратор мен КҚБ, конденсатдағы судың деңгейі;

4) температура воды в деаэраторе;

5) бактағы ерітіндінің деңгейі мен температурасы.

201. Реагенттерді дайындаудың химиялық бақылауы бактардағы сынама алғыштардан жүргізіледі және ЭДТҚ шоғыры мен трилон Б, ерітіндінің рН мәнін анықтауды қосады.

202. Тазалау контурына берілетін реагенттер саны шандардың суөлшегіш шынысы мен дозатор-сорғышымен контурға берілетін реагенттер шығынымен бақыланады.

203. Локальді тазартуды жүргізудің сапасы мына көрсеткіштермен бағаланады:

1) пайдалану барысында қызатын бетте орнатылған термопараның болуымен құбыр металы температурасының төмендеуі;

2) тазартудан кейін кесіп алынған құбыр үлгілерінің бетінің жағдайы мен катодты өңдеу әдісімен анықталатын қалдық ластанулардың көлемі;

3) жуылған темір окисінің мөлшерін бағалаумен (кг)

мұндағы

- темір шоғыры, кг/м3;

W – ерітінді шоғыры, м3/сағ;

– тазалау ұзақтығы, сағ.

Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-кесте

ШТҚ энергетикалық блок қазандықтарын ТРБ құбырының жылытылатын жағының шекті ластануы (г/м²)

Су-химиялық режим	Жағылатын отын түрі
	газ, мазут	араласқан	көміртозаңды
ГАСР, ГҚКСР	200	250	300
	Борпылдақ қабат үшін
БОСР (немесе ОАСР)	70 көп емес	70 көп емес	120 көп емес
	Жалпы ластану
	250	300	400

2-кесте

Пассивтеу немесе бейтараптану режимі	Отында жұмыс істейтін қазан мен құбырдың отты жағының қалдық ластануы (г/м2)
	Газ, мазут, қоспа	Көміртозаңды
Гидразинді-аммиакты	25 - 30	50
Аммиакты өңдеу және пассивтеудің тотықтырғыш әдістері (оның ішінде ГКО, ЫСОӨ)	50	50

Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

Катодты өңдеу әдісімен құбырлардың ластануын анықтау

Қызатын беттің салыстырмалы ластануы деп 1 м² бетке қатысты шөгінділердің мөлшерін айтады.

Беттің салыстырмалы ластануы (К) бұдан әрі есептеледі, г/м²;

мұндағы G – үлгі массасының жоғалтуы немесе шөгінділер мөлшері, грамм;

F – құбыр үлгісінің ішкі бетінің ауданы, шаршы метр (бұдан әрі – м²).

Белгілі беттің құбыр үлгілерін кесуді бұдан әрій жүргізеді. Кесілетін құбыр ұзындығы 400 - 500 миллиметрден кем емес, бұған қоса шеттен 50 - 80 миллиметр қашықтығындағы аумақтар зерттелмейді.

Құбырдың жылытылатын және ішкі жақтары белгіленеді, одан кейін оның сыртқы диаметрі 2 - 3 миллиметрге жону білдегінде жонылады.

Катодты өңдеу үшін құбырды үлгілерге кеседі, олардың өлшемі катодты өңдеу қондырғысымен анықталады. Үлгілерді кесу және зерттеуге дайындау кезінде эмульсия қолданылмайды және қатпарлар мен шөгінділердің бүтіндігінің бұзылуына әкелетін (соққылар, вибрация) механикалық әсер пайдаланылады.

Құбырлардың кесілген үлгілерінің (сақиналар мен жарты сақиналар) сыртқы беттерін бүркеу технологиясына сәкес қызуға төзімді, қышқылға төзімді лакпен қаптайды. Өңдеудің төмен температураларына кезінде үлгілерінің сыртқы беттерін балауызбен қолғайды.

Дайындалған үлгілерді қыздырылған хлорлы кальциймен эксикаторда кептіреді және дәлдігі

0,0002 г. аналитикалық таразыда өлшейді.

Қажет болған жағдайда шөгінділердің жеке борпылдақ қабаты мен жалпы ластануы анықталады, борпылдақ қабат қатты резеңкемен алып тасталады және эксикаторда ұсталғаннан кейін қайтадан өлшенеді.

Борпылдақ қабат массасы Q_p мына формуламен анықталады, г/м²

мұндағы Р₀ - бастапқы масса, г;

P₁ – борпылдақ қабатты резеңкемен алып тастағаннан кейінгі үлгінің массасы, г;

F – үлгінің ішкі беті, м².

1-суретте үлгілерді катодты өңдеу қондырғысының сұлбасы көрсетілген.

1 – тұрақты ток көзі; 2 - түзеткіш; 3 - тұрақты ток вольтметрі; 4 - реттеуші реостат; 5 - тұрақты ток амперметрі; 6 - анод; 7 – зерттеліп отырған үлгі; 8 - электролит; 9 – шыны не полиэтилен ыдысы.

1-сурет. Катодты өңдеу қондырғысының сұлбасы

Катодты өңдеу кезінде шөгінділері бар үлгі тұрақты ток көзінің теріс полюсіне жалғау әсерінен катодқа айалады. Анод ретінде тұрақты ток көзінің оң полюсіне жалған таңдалған электролитке байланысты қорғасын немесе графит электрод қолданылады.

Шөгінділері бар құбырлардың үлгілерін катодты өңдеу үшін УКО-72 немесе сұлбаның талаптарына жауап беретін өзге қондырғыны пайдаланады.

Шыны не полиэтилен ыдысына салынған электролит ретінде пайдаланатыны:

1) 8 - 10 %-дық күкірт қышқылының ерітіндісі, 0,3 - 0,5 % ингибиторымен, мысалы, КИ-1, КПИ және т.б.; (қорғасын анодтың қызметін атқарады);

2) 5 - 10 %- дық цитратты аммоний ерітіндісі, рН = 3,0 - 5,0 (графит анодтың қызметін атқарады).

Үлгі электролитикалық ваннаға батырылады, қысқышпен мыс сымның көмегімен ток көзіне жалғанады. Қысқыштың жалғанған жерінде үлгі металға дейін тазартылады.

Көрсететін аспап бойынша қажетті тоқ тығыздығы онатылады, әдетте 2 - 5 А/дм².

Үлкен шөгінділер кезінде (200 - 300 г/м² артық) ерітінді 60 - 70

С дейін қызады, кіші болғанда – өңдеуді бөлме температурасында жүргізеді. Өңдеу ұзақтығы 30 - 40 минуттан аспайды.

Шөгінділерді алып тастау тиімділігін көзбен шолып байқайды, 10 - 15 минутта бір өшіріп ерітіндіден алынған үлгіні қарау арқылы.

Өңдегеннен кейін ток көзін сөндіріп үлгілерді электролиттан алып шығады, судың астында (дистилденген) жуып кептіргіш шкафта 105 - 110

С температурасында кептіреді, одан кейін эксикаторға енгізеді және толықтай суып қалған соң аналитикалық таразыда өлшейді.

Шөгінділерде мыстың көп болған жағдайында және катодты өңдеу процесінде үлгінің тазартылған бетін мыстау кезінде катодты өңдеуден кейін үлгіні тотықтырғышпен амиакты ерітіндіге енгізеді, мысалы, в 1 %-дық аммиак ерітіндісіне 0,5 - 1,0 % сутек тотығымен, аммоний персульфатымен, натрий нитриды. Көрсетілген реагенттер орнына ауа немесе оттегіні ерітінді арқылы үрлеуді қолдануға болады.

Металдық мысты алып тастау операциясын 3-4 сағат 45 - 50

С жоғары емес температурада толықтай кетіргенше жүргізеді. Кейін үлгіні дистилденген сумен шаяды, кептіреді, эксикаторда суытып өлшейді.

Қағы бар құбыр үлгілерін катодты өңдеу үшін 15 % дейінгі ерітінділердің жоғарғы шоғырын, 70 - 80

С температурасында, қақты ерітуші ынталандырушыларды пайдаланады, мысалы 2 - 3 % аммоний бифториды, 5 % ацетон немесе формалин.

Өңдеу ұзақтығы 3-4 сағатқа артуы мүмкін. Қалыңдығы 0,2 - 0,3 миллиметден жоғары қақтарды кетіру үшін қысқышта құбырды механикалық қысуды қолданады. Бұл жағдайда қақтың мөлшері үлгінің жоқалтқан массасынан анықталады. Үлгіні лакпен жаппау керек, сыртқы бетті шөгінділерден механикалық тазартады немесе лейкопластырьмен жабады.

Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1 -қазан: 2 - кіріктірілген айырғыштар; 3 - кеңіткіш 20 кгс/см²; 4 - деаэратор; 5 - БҚС; 6 - ҚЭС; 7 - ЖҚЖ; --- тазартушы құбыр желісі; ---- штатты құбыр желісі

1-сурет. БҚС пайдаланып ОЖ дейінгі бу-су жолдарын тазалау сұлбасы

1 - қазан: 2 - кіріктірілген айырғыштар; 3 - кеңіткіш 20 кгс/см²; 4 - деаэратор; 5 - БҚС; 6 - ҚЭС; 7 - ХТС; 8 - ЖҚЖ; --- тазартушы құбыр желісі; ----- штатты құбыр желісі

2-сурет. ХТС пайдаланып ОЖ дейінгі бу-су жолдарын тазалау сұлбасы

1 - қазан: 2 – орнатылған айырғыштар; 3 - кеңейткіш 20 кгс/см²; 4 - ауасыздандырғыш; 5 - БҚС; 6 - ХТС; 7 - ҚЭС; 8 - ЖҚЖ; ---- тазалау құбыр желілері; ----- штаттық құбыр желілері

3-сурет. ХТС қолдану арқылы НБЖ дейін бу-су жолдарын тазалаудың түбегейлі сұлбасы

1 - аралық бу жылытқыш; 2 - ауасыздандырғыш; 3 - ХТС

4-сурет. ШТҚ энергетикалық блоктың аралық бу жылытқышын тазалауының түбегейлі сұлбасы

1 – сусымалы реагентті ерітуге арналған бак-бұлғауыш; 2 - реагенттерді жасау багы; 3 – күкірт қышқылының багы; 4 - бак-бұлғауыштың сорғышы; 5 - ерітінділерді жіберетін сорғыштар; 6 - күкірт қышқылын мөлшерлеуіш-сорғыштары

5-сурет. ШТҚ энергетикалық блокты циркуляциялық тазалау үшін реагент торабының түбегейлі сұлбасы

1 - қазан: 2 - конденсатор; 3 - ауасыздандырғыш; 4 – конденсаттық сорғыштар; 5 - ТҚЖ; 6 - бустерлік сорғыштар; 7 – қоректендiргiш сорғыштар; 8 - ТҚЖ; 9 - айырғыш; 10 - кеңейткіш 20 кгс/см²; 11 - экономайзер; 12 - ТРБ; 13 - ОРБ; ----- тазалау контуры

6-сурет. Микро тазалау сұлбасы

1 – құбыр желісі; 2 - келтеқосқыш; 3 - коллектор

7-сурет. Реагенттерді енгізу торабы

1 - реагенттік бак (2 секция әрқайсысы 3 м³); 2 – мөлшерлегіш құбырлар РПНК-2-30 (Q = 2000 л/с, Н = 300 м су. бағ.); 3 - 2Х-9Л қайта циркуляция сорғышы (Q = 20 м³/с, Н = 16 м су. бағ.); 4, 5, 6 - аммиак, конденсат, жылытқыш буды тиісінше беру құбыр желілері

8-сурет. Реагенттік тораптың сұлбасы

Шамадан тыс қысымды энергия блоктарының қазандықтарын пайдалану үшін химиялық тазарту жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

ШТҚ блоктарының қазанын тазалау кезіндегі ағын жылдамдығын есептеу үлгісі

1-кесте

ТГМП-314Ц қазанын жалпы ағынмен тазалау кезіндегі ағын жылдамдығы

Беттің атауы	D * S мм	Саны, дана.	F м2	Шығын кезіндегі ағын жылдамдығы (м/с), тонна/сағат (бұдан әрі – т/сағ.)
				200	400	600	800	1000	I200
Экономайзер	32х6	600	0,188	0,295	0,590	0,885	1,180	1,475	1,770
Циклондар	32х6	696	0,219	0,253	0,406	0,659	0,812	1,265	1,518
Асты	36х6	246	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000
ТРБ-I	36х6	246	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000
ТРБ-II	36х6	246	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000
Аспалы құбырлар	32х6	318	0,100	0,555	1,110	1,665	2,220	2,775	3,330
ОРБ	32х6	414	0,130	0,427	0,854	1,281	1,708	2,135	2,562
ЖРБ	32х6	414	0,130	0,427	0,854	1,281	1,708	2,135	2,562
ЭПК	38х6	360	0,186	0,299	0,598	0,897	1,196	1,495	1,794
ПЭ (төбе)	32х6	494	0,155	0,358	0,716	1,074	1,432	1,790	2,148
Қалқа бу ысытқышы	32х6	480	0,151	0,367	0,734	1,101	1,468	1,835	2,202
Жоғарғы қысымның КПП	32х6	582	0,182	0,305	0,610	0,915	1,220	1,525	2,100
Төмен қысым
КПП-I	50х4	692	0,958	0,058	0,116	0,174	0,232	0,290	0,348
КПП-II	42х4	600	0,545	0,102	0,204	0,306	0,408	0,510	0,612
250 МВт блогы
ПВ-900-380-18	32х5	414	0,157	0,354	0,708	1,062	1,416	1,770	2,124
ПВ-1200-380-42	32х5	408	0,155	0,359	0,718	1,077	1,436	1,795	2,154
ПВ-900-380-66	32х5	408	0,155	0,359	0,718	1,077	1,436	1,795	2,154

2-кесте

ТГМП-344 қазанын жалпы ағынмен тазалау кезіндегі ағын жылдамдығы

Беттің атауы	Жалпы қима, шаршы метрі (бұдан әрі – м2)	Шығын кезіндегі ағын жылдамдығы метр/секунд (бұдан әрі – м/с), м3/с
		200	400	600	800	1000	1200	1500
Экономайзер	0,254	0,219	0,438	0,657	0,876	1,195	1,314	1,642
Аспалы құбырлар	0,157	0,354	0,708	1,062	1,420	1,770	2,124	2,655
ТРБ панелдері, I жүріс	0,095	0,585	1,169	1,754	2,330	2,920	3,510	4,380
ТРБ панелдері, II жүріс	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000	3,750
ТРБ панелдері, III жүріс	0,132	0,421	0,842	1,263	1,684	2,105	2,526	3,158
ОРБ панелдері, I жүріс	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
ОРБ панелдері, II жүріс	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
ЖРБ панелдері, I жүріс	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
ЖРБ панелдері, II жүріс	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
Конвективтік шахта экрандары	0,309	0,179	0,358	0,538	0,717	0,846	1,074	1,342
I басқыш қалқалары	0,163	0,341	0,682	1,020	1,363	1,704	2,046	2,558
II басқыш қалқалары	0,139	0,399	0,799	1,199	1,597	1,996	2,394	2,992
КПП, I басқыш	0,214	0,259	0,519	0,778	1,038	1,297	1,554	1,942
КПП, II басқыш	0,214	0,259	0,519	0,778	1,038	1,297	1,554	1,942
Төмен қысымның КПП, I басқыш және бағыттаушы құбырлар	0,977	0,057	0,114	0,171	0,227	0,284	0,341	0,427
Төмен қысымның КПП және II басқыш	0,684	0,081	0,162	0,243	0,325	0,408	0,487	0,608

3-кесте

ТПП-210 қазанын тазалау кезіндегі ағын жылдамдығы

Жылыту беті	Құбыр диаметрі, мм	Құбыр саны, дана.	Жиынтық қимасы, м2	1 корпус, 1 ағын, 1 жіп			1 корпус, 2 жіп			2 корпус, 4 жіп
				Шығын кезіндегі жылдамдық (м/с), м3/с
				300	600	900	300	600	900	300	600	900
Экономайзер (бір пакет)	25х3,5 Вн. 18	200	0,0510	1,635	3,28	4,9000	0,817	1,6400	0,450	0,409	0,820	1,230
НРЧ (орта 2 шеткі артқы экранның 1 орташа панелі және бүйір экранының 1 шеткі панеліне түседі)		41	0,0328	2,540	5,10	7,6100	1,270	2,5500	3,805	0,635	1,270	1,903
ВРЧ – фронт және бүйір экрандары (әрбір панель)	42х5,0	8	0,0064	26,0			13,0			6,50
Бұрма камерасының экрандары (2 панель)	42х5,0	66	0,0528	1,580	3,16	4,7400	0,798	1,5800	2,370	0,996	0,790	1,180
Төбе П/П	42х5,0	152	0,6900	1,212	2,42	3,6300	0,606	1,2120	1,818	0,303	0,606	0,909
Қалқа П/П
I басқыш қалқалары	32х6,0	168	0,0528	1,580	3,16	4,7400	0,790	1,5800	2,370	0,395	0,790	1,180
II басқыш қалқалары	32х6,0	180	0,0576	1,440	2,90	4,3400	0,720	1,4500	2,170	0,360	0,720	1,080
КПП	32х6,0	129	0,0405	2,060	4,13	6,1700	1,030	2,065	3,080	0,510	1,032	1,540
НД бу ысытқышы
Блоктың шығуы	42х3,5	108	0,1080	0,770	1,55	2,332	0,385	0,775	1,166	0,192	0,387	0,583
ПГП	42х3,5	108	0,1080	0,770	1,55	2,332	0,385	0,775	1,166	0,192	0,387	0,583
Бу-булы жылу алмастырғыш	60х3,5	200	0,2802	0,300	0,60	0,900	0,150	0,300	0,450	0,075	0,150	0,225

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 10-қосымша

Жуу құралдарының биологиялық ажырайтын су ерітінділерін қолдана отырып, турбоагрегаттардың май жүйелерін пайдалану үшін тазартуларды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жуу құралдарының биологиялық ажырайтын су ерітінділерін қолдана отырып, турбоагрегаттардың май жүйелерін пайдалану үшін тазартуларды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және мұнай майлайтын майлары қолданылатын құбырларды ластанудан турбо-, гидроагрегаттарды, май шаруашылықтарды май жүйелерінің, басқа да энергетикалық жабдықтың май жүйелерінің элементтерінен пайдаланылмалы тазартуларды жүргізу кезінде биологиялық ажырайтын жуу құралдарын қолдану тәртібін айқындау үшін тағайындалған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) шоғырлану – ерітіндінің сандық құрамын сипаттайтын өлшем;

2) шлам – мұнай өнімдерінен, механикалық қоспалардан (саз балшықтан, металл тотығынан, құмнан) және судан тұратын күрделі физикалық-химиялық қоспа.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) құбыржолдары мен майсалқындатқыштардың (оларды бұзбай) ішкі беткі қабаттарында энергетикалық жабдықты пайдалану процесінде тұндырылған ластанулардан пайдаланылмалы тазартуларды (шаюларды) жүргізу кезінде ТМС Л (бұдан әрі – ТМС Л) сериялы жуу құралдарының биологиялық ажырайтын су ерітінділерін қолдану жөніндегі негізгі ұсынымдар келтірілген.

4. Су ерітіндісінде ТМС Л концентрациясы 8%-дан 15%-ға дейін құрайды. Ерітіндіні дайындау үшін тұзды суды немесе конденсатты пайдалану қажет.

2-тарау. Мақсаты және ТМС Л туралы қысқаша мәліметтер

5. ТМС Л (ТМС ЛН және ТМС ЛК) биологиялық ажырайтын жуу құралдары сілтілі құрамдастардың, беттік-белсенді заттардың (бұдан әрі – ББЗ) және коррозия баяулатқыштарының қоспасы негізінде дайындалады және құбыржолдардан, резервуарлардан, жылу алмастырғыш аппараттардан және өнеркәсіп жабдығының басқа да май жүйелері элементтерінен майлы шламдар мен мұнай өнімдерінің қалдықтарын жоюға арналған.

6. Энергетикалық жабдықтың май жүйелеріне пайдаланылмалы тазартуларды жүргізу кезінде келесі ТМС Л қолданылады:

1) май жүйелерін (оларды бұзбай) және мұнай өнімдерін сақтау резервуарларын тазарту үшін ТМС ЛН;

2) тек қана майсалқындатқыштарды және май жүйелерінің жекелеген элементтерін тазалау үшін ТМС ЛК.

7. ТМС ЛН және ТМС ЛК сілтілі заттар болғандықтан, оларды алюминий қорытпасынан жасалған резервуарлар мен құбыржолдарды тазалау үшін пайдалану ұсынылмайды.

8. ТМС ЛН ерітіндісінің турбина майларымен негізінен үйлеспейтін құрамдастары жоқ. ТМС ЛН ерітіндісінің ықпалы турбина майын соңғы рет сумен шайғаннан кейін іс жүзінде тазартылған судың ықпалынан айырмашылығы жоқ.

9. Шаю процесінде су ерітіндісінің оңтайлы температурасы 40-тан 55

С дейін құрайды, турбоагрегаттарда оңтайлы температуралы режим майсалқындатқыштарға ыстық су беру арқылы қамтамасыз етіледі.

10. Май шаруашылықтарының құбыржолдарын шаю кезінде температуралық режим электрқыздырғыш кәбілдердің немесе булы серіктердің көмегімен қамтамасыз етіледі.

11. ТМС Л пайдаланылған шаю ерітінділері электр станцияларының тазарту ғимараттарында кәдеге жаратылады, себебі олардың құрамына енетін ББЗ биологиялық тозу сипатына ие. Пайдаланылған шаю ерітінділері 18-20 тәулік ішінде ыдырап кетуге қабілетті, бұл әсіресе арнайы бейтараптандыру жүйелері жоқ объектілер үшін маңызды.

12. Шаюды бастар алдында және шаю схемасын монтаждау бойынша дайындық жұмыстарын өткізбес бұрын май жүйелерінен майлы шламдардың үлгілері алынады. Шламның үлгілері шаю ерітіндісіндегі ТМС Л оңтайлы шоғырлануын зертханалық жағдайларда айқындау үшін пайдаланылады. Шаю ерітіндісінің оңтайлы шоғырлануын таңдау критерийі шаю уақытын барынша азайту кезінде майлы шламдардың үлгілерін түсіру үшін қолданылатын Ст.3 түріндегі болаттан жасалған болат пластиналарынан майлы шламдарды толықтай жою болып табылады. Майлы шламдарды жою толықтығы оптикалық микроскопия әдісімен анықталады (ұлғаю еселігі кемінде 40).

Жұмыс шоғырланулардың көлемі 8-ден 15%-ға дейін құрайды.

13. ТМС Л су ерітінділері тазартылатын металл беткі қабаттарынан майлы шлам мен мұнай өнімдерін жояды. Май жүйелері мен бактарды жөндеу немесе жаңғырту кезінде отпен істелетін жұмыстардың қауіпсіз орындалуын қамтамасыз етеді. Пайдаланылмалы тазартулар жабдыққа күрделі жөндеулер жүргізу кезеңінде орындалады.

14. Энергетикалық жабдықтың май жүйелері мен бактарын тазалау қажеттілігі туралы ақпарат жабдықта пайдаланылатын турбина майының сапа көрсеткіштерінің өзгеруіне талдау жасаған кезде алынады. Тазалауды жүргізу қажеттілігінің негізгі критерийлері келесі факторлар болып табылады:

1) майда ерітілген майлы шламның бар болуы;

2) бір грамм (бұдан әрі – мг КОН/г) және одан да көп майға (Тп-30 түріндегі турбина майы үшін қышқыл санының мәнін 0,15 мг КОН/г дейін және бұдан әрі оның кем дегенде 0,15 мг КОН/г және одан да артық мәніне дейін өсуімен төмендету) 0,1 миллиграмм калий гидрототығының қышқыл санымен (КОН) Тп-22С немесе Тп-22Б түріндегі турбина майын ұзақ (6 айдан астам) пайдалану;

3) "Өнеркәсіптік тазалық. Сұйықтықтардың тазалық кластары" МемСТ 17216-2001 сәйкес майдың өнеркәсіптік тазалық класының 12 және одан да аса мәнге дейін төмендеуі.

Өнеркәсіптік тазалық класының мәні анағұрлым жоғары болған сайын, соғұрлым тазартуды жүргізу қажеттілігі жоғары болады;

4) майды кезең-кезеңімен суландыру;

5) жоғарыда аталған бірнеше факторлардың бір уақытта бар болуы тазартуды жүргізу қажеттілігін арттырады.

15. Штаттық май сорғылары, егер де олардың конструкциясы сорғының суда сенімді жұмысын қамтамасыз етсе, шаю үшін қолданылады (шарбылық тығыздауы бар ортадан тепкіш сорғылар). Егер штаттық май сорғылары өздерінің майлау жүйелерінің және конструкцияларының ерекшеліктеріне байланысты суды айдай алмаса, онда шаюды жүргізу кезінде май жүйесіне қосымша орнатылатын арнайы шаю сорғылары қолданылады.

16. Шаюдың тиімділігі шаю ерітіндісінің сынамаларына мембрандық сүзгілеу жүргізілгеннен кейін оптикалық микроскопия әдісімен айқындалады.

17. Майсалқындатқыштарды және басқа да энергетикалық жабдықтың элементтерін шаю ТМС Л ерітіндісінің айналдыру әдісімен немесе бүріккіш технологиялар көмегімен арнайы стендтерде жүзеге асырылады.

3-тарау. ТМС Л қолдана отырып, пайдаланылмалы тазартуларды жүргізу тәртібі

1-параграф. Дайындық жұмыстары

18. Майды ағызғаннан кейін май жүйелерін немесе резервуарды (бакты) визуалды қарап-тексеру орындалады, ластанулардың бары және тазартуды жүргізу қажеттілігі айқындалады. Тазарту қажетілігінің критерийі май багының (резервуардың) түбінде және (немесе) құбыржолдарда майлы шламның бары болып табылады. Жүйеде шламның әркелкі бөлінісіне байланысты оның санын айқындау мүмкіндігі болмаған жағдайда, ағызатын құбыржолдардың ашылған учаскелерін сүрткеннен кейін сүзгі қағазда немесе майлықта шламның жақсы көрінетін іздері қалса және (немсе) май багының түбінде шлам (5 миллиметр (бұдан әрі – мм) және одан да астам) қабат түзсе, тазарту қажетті болып саналады.

19. Тазартылатын май бактарынан және (немесе) турбогенератордың, гидроагрегаттың, басқа да энергетикалық жабдықтың ағызатын май құбыржолдарынан, май шаруашылықтарының резервуарынан майлы шламның сынамаса алынады.

20. Зертханалық жағдайларда майлы шламның сипаттамасы алынады (онда қатты бөлшектер мен мұнай өнімдерінің қамтылуы). Осы Әдістемелік нұсқаулардың 12-тармағына сәйкес түрлі шоғырланумен ТМС Л су ерітінділерінің шламынан металл беткі қабаттарын тазалаудың тиімділігі анықталады. Шаю ерітіндісін дайындау үшін ТМС Л оңтайлы шоғырлануы айқындалады.

21. ТМС ЛН немесе ТМС ЛК препаратының қажетті мөлшері дайындалады. Шаю ерітіндісінде ТМС Л 12%-дық шоғырлану есебіне және энергетикалық жабдықтың май жүйесінің нақты көлеміне сүйене отырып, тапсырыс үшін қажетті ТМС Л мөлшері алдын ала айқындалады. Шаю үшін қолданылмаған ТМС Л қоймаға жіберіледі және келесі шаюға дейін сақталады.

22. ТМС Л қажетті мөлшері, килограмм (бұдан әрі – кг), мынадай формула бойынша анықталады:

мұнда M_ТМС – ТМС Л қажетті мөлшері, кг;

С_ТМС – шаю ерітіндісіндегі ТМС Л шоғырлануы, %;

V_MC – май жүйесінің сыйымдылығы, кг.

23. Шаюды өткізудің жұмыс бағдарламасы әзірленеді және энергетикалық кәсіпорынның химиялық қызметінде келісіледі. Бағдарламаны әзірлеген кезде осы Әдістемелік нұсқаулардың талаптарын ескере отырып, май жүйелерінің гидродинамикалық шаюдың схемалары мен тәжірибесі пайдаланылады.

24. Шаюды жүргізудің жұмыс бағдарламасы ТМС Л препаратын әзірлеуші зауытпен келісіледі.

25. Шаю схемасынан турбоагрегаттың немесе басқа да энергетикалық жабдықтың мойынтіректері алынып тасталады. Бұл ағызатын құбыржолдарды шаюдың оңтайлы гидродинамикалық режимін қамтамасыз ету үшін қажет. Ағызатын және қысымды құбыржолдар арнайы технологиялық ұстатқыштармен қосылады. Шаю схемасына қатыспайтын құбыржолдарға қақпақшалар орнатылады. Шаю жүргізілетін сорғыларды таңдау осы Әдістемелік нұсқаулардың 15-тармағының ережелеріне сәйкес энергетикалық жабдықтың конструктивтік ерекшеліктеріне байланысты жұмыс бағдарламасын әзірлеу сатысында жүргізіледі.

26. Турбоагрегаттың немесе басқа да энергетикалық жабдықтың май багында конденсатты немесе тұзсыз суды беру, тазарту ғимараттарына немесе арнайы қабылдау резервуарына пайдаланылған шаю ерітіндісін құю және майсалқындатқыштарға немесе ерітіндіні қыздырудың басқа да схемаларына ыстық су беру желілерінің жұмыс қабілеттілігі монтаждалады және (немесе) тексеріледі.

27. Май багының (резервуардың) түбінен шлам алынып тасталады.

28. Турбоагрегаттың немесе басқа да энергетикалық жабдықтың май багының штаттық торларында қосымша сүзгі материал (2 қабат дәке, синтетикалық тор) орнатылады. Май багының таза және кір май бөліктерінде бір-бір қатардан тор орнатылады. Энергетикалық кәсіпорында шаю ерітіндісін тазалау үшін жабдық болған жағдайда (түрлі сүзгі немесе мембрандық құрылғылар, суды өлшенген бөлшектерден тазалау үшін арналған қандай да бір басқа жабдық) оны май багында ерітіндіні тазалау үшін дайындайды.

29. Май жүйесінде майдың параметрлерін (температурасын, қысымын) штаттық бақылау құралдарының жұмыс қабілеттілігі тексеріледі. Штаттық бақылау құралдарын тазалау уақытында температураны айқындау мүмкіндігі болмаған жағдайда, жылжымалы электрондық параметрлер пайдаланылады немесе жергілікті орны бойынша (құбыржолында немесе май багында) ерітіндінің температурасын бақылауға мүмкіндік беретін шыны термометрлер қолданылады.

30. Шаюдың тиімділігін бақылау үшін зертханалық жабдық дайындалады. Осы мақсаттарға мембрандық сүзгінің және оптикалық микроскопияның экспресс-зертханалары пайдаланылады.

31. Май багы және май жүйесі тұзсыз сумен және конденсатпен толтырылады, сорғыларды сынамалы түрде іске қосу және шаю схемасының гидравликалық сынағы өткізіледі. Судың жұмыс температурасына дейін қыздыру тиімділігі және шаю схемасының май құбыржолдарының сумен толтырылуы тексеріледі (бақылау май құбыржолдары температурасының өзгеруі бойынша жүргізіледі). Қажет болған кезде ағулар жойылады және (немесе) шаю схемасына өзгерістер енгізіледі.

2-параграф. ТМС Л ерітіндісін дайындау тәртібі және тазартуды жүргізу

32. ТМС Л су шаю ерітіндісі турбоагрегаттың немесе басқа да энергетикалық жабдықтың май багында тікелей дайындалады.

33. Шаю контурлары бойынша жүйедегі айналмалы суға осы Әдістемелік нұсқаулардың 22-тармағына сәйкес ТМС Л есептік мөлшері қосылады.

34. Май багындағы су деңгейі май багының торларындағы ерітінді биіктігінің ықтимал алмасуын ескере отырып, шаю сорғысының тұрақты жұмысы үшін қамтамасыз етіледі.

35. Тасымалдау ыдысынан (бөшкеден немесе канистрадан) ТМС Л май багының люгі арқылы айналыстағы суға қолмен немесе арнайы сорғылардың көмегімен құйылады. 200 литрлік бөшкелерден ТМС Л қолмен құйған кезде тиеу-түсіру жұмыстарын механикаландыру құралдары (көпір краны, кран-арқалық және т.б.) қолданылады.

36. ТМС Л енгізілетін жүйе бойынша айналыстағы судың жұмыс температурасы 40-55

С болады, 55

С жоғары қыздыруға рұқсат етілмейді.

37. Тазарту схемасына шаю контурлардың біреуі ғана қосылады. Турбоагрегаттың май жүйесін шаю кезінде контурларды іске қосудың келесі тәртібі ұсынылады:

1) реттеу жүйесі;

2) генератор білігін тығыздау жүйесі;

3) майлау жүйесі;

4) басқа да жүйелер (роторларды гидростатистикалық көтеру жүйесі, қоректендіретін электр сорғысын және қоректендіретін турбосорғыны майлау жүйесі).

38. ТМС Л су ерітіндісімен реттеу жүйесін шаюдың орындылығы энергетикалық жабдықты әзірлеуші зауытпен алдын ала келісімделеді. Оны тазартудың орындылығы туралы шешім жүйені ашқаннан кейін және оның ластану дәрежесін айқындау үшін көзбен қарап-тексергеннен кейін қабылданады. Қажет болған кезде реттеу жүйесі басқа да жүйелерді ТМС Л су ерітіндісінің көмегімен шаюды аяқтағаннан кейін гидродинамикалық әдіспен ыстық таза маймен шайылады.

39. Шаю ерітіндісінің сынамасы алынады, зертханалық жағдайларда ластанулардың гранулометриялық құрамы анықталады, сынамалардың іріктеуі 2 сағат ішінде кемінде 1 рет жүргізіледі).

40. Майлы шламды жоюдың тиімділігін арттыру үшін шаю схемасына майсалқындатқыштарын жеке кезек-кезекпен қосу орындалады. Әрбір майсалқындатқышты шаю ұзақтығы кемінде 2 сағатты құрайды. Шаю схемасына барлық майсалқындатқыштар қосылады.

41. Жүйедегі қысым шаю сорғысының қысымды жапқышымен реттеледі.

42. Ерітінді биіктігінің айырмасы май багының торларында бақыланады. Биіктіктің шекті айырмасына қол жеткізілген кезде ерітіндінің айналысын тоқтатпай торлар ауыстырылады. Ол үшін жаңа сүзгі материалмен торлар немесе алдын ала сығылған ауамен үрленген торлар орнатылады, одан кейін ластанған торлар қайта монтаждалады.

43. Май багындағы ерітіндінің көбіктену қарқындылығы қысымды қақпақшаның көмегімен шаю сорғысының өнімділігінің өзгеруімен реттеледі. Ерітіндінің көбіктену қарқындылығын реттеу үшін арнайы қоспалар (көбікті басатын дәрілер) қолданылады. Қажет болған кезде көбікті басатын дәрілер ТМС ЛН қосымша ретінде қамтамасыз етіледі.

44. Шаю ерітіндісінде қатты бөлшектердің құрамын тұрақтандыру кезінде шаю тоқтатылады және сорғылар ағытылады. Май жүйесін шаюдың шамамен алғанда уақыты 24 сағатты құрайды және осы Әдістемелік нұсқаулардың 16-тармағына сәйкес талдау нәтижелері бойынша түзетіледі.

45. Турбоагрегаттың немесе басқа да энергетикалық жабдықтың май багы және май жүйесі босатылады, шаю ерітіндісі сақтау үшін тазарту ғимараттарына немесе арнайы резервуарларға сығып шығарылады, ал май багының түбіндегі тұнба жиналады және кәдеге жаратуға жіберіледі.

46. Тазарту ғимараттардың жүктемесін төмендету үшін шаю ерітіндісін май багында 16 - 24 сағат ішінде тұнады, одан кейін шайылған мұнай өнімдерінің беткі қабаты жылжымалы сорғымен арнайы сыйымдылыққа сығып шығарылады. Мұнай өнімдері кәдеге жаратуға немесе қайта өңдеуге жіберіледі. Шаю ерітіндісі тазарту ғимараттарға сығып шығарылады.

47. Май багы тазартылады. Торларда қосымша сүзгі материалы ауыстырылады немесе торлар үрлеп тазартылады және олар май багына орнатылады.

48. 1%-дық ерітіндіні дайындау үшін осы Әдістемелік нұсқаулардың 34-тармағы бойынша тұзсыз су немесе конденсант құйылады, ТМС Л қосылады және айналымның барлық контурлары бойынша жүйе лас қалдықтардан шайылады. Одан кейін осы Әдістемелік нұсқаулардың 45-тармағы бойынша іс-әрекеттер орындалады. Шаю ұзақтығы 8 - 10 сағатты құрайды.

49. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 39-тармағы бойынша сынаманың іріктелуі орындалады. Ерітіндінің сынамасында ластанулардың, әсіресе мұнай өнімдерінің қомақты мөлшері бар болса, осы Әдістемелік нұсқаулардың 49-тармағы қайталанады.

50. Барлық тұйыққа тірелген және тоқырамалы аймақтардан, майсалқындатқыштардан, гидроқақпақтардан су қалдықтарының дренажы орындалады. Май багы (қажет болған кезде генератор білігін тығыздау жүйесінің бәсеңдету багы, гидроқақпақтары, лықсыма клапандары және май жүйесінің басқа да тоқырау учаскелері) ластанулардың қалдықтарынан тазартылады. Май жүйесі тексеріледі. Май багынан торлар алынып тасталады, қосымша сүзгі материал алынады, қажет болған кезде үрлеп тазартылады және май багына торлар орнатылады.

51. Бүріккіш құбырларда фланецтердің бірі ашылады, май шламының жоғына көз жеткізіп, көзбен қаралып шығады. Шаюды жүргізу актісін ресімдеп, май жүйесі тазалыққа тапсырылады.

3-параграф. Май жүйесін тазартудан кейін консервациялау

52. Іске қосар алдында консервациялау:

1) турбина майын уақытша консервациялау мақсатында (іске қосар алдында маймен толық толтырғанға дейін) жүйені қуа айдау үшін оның ең аз қажетті мөлшері (май жүйесінің сыйымдылығы кемінде 2/3 болатын) май құбыржолдарына беріледі;

2) май жүйесінің шаю контурлары бойынша майды айдау орындалады. Май қуа айдалғаннан кейін майды тазалаудың штаттық құралының көмегімен май судан және механикалық қоспалардан тазартылады немесе тазарту үшін май шаруашылығына қуа айдап шығарылады;

3) уақытша технологиялық ұстатқыш пен қақпақшалар қайта монтаждалады, май жүйесінің шығыс схемасы қалпына келтіріледі.

53. Жөндеу алдында консервациялау:

1) ТМС Л су ерітінділерінің көмегімен пайдаланылмалы тазартулардан кейін май құбыржолдарында отпен істелінетін жұмыстарды кейіннен орындаудың қажеттілігі кезінде жүйені консервациялауды шаю схемасын қайта монтаждамай, келесі әдістердің бірін жүргізу қажет.

2) май жүйесі ыстық (температурасы кем дегенде 70

С) ауамен үрлеп шығарылады.

3) осы Әдістемелік нұсқаулардың 48-тармағы бойынша май жүйесін ластанудың қалдықтарынан сумен соңғы рет шаю кезінде осы Әдістемелік нұсқаулардың 33-тармағына сәйкес 2%-дық ерітіндіні дайындау үшін айналымдағы суға ТМС Л қосылады, бұдан кейін осы Әдістемелік нұсқаулардың 45 және 50-тармақтары бойынша операциялар орындалады.

54. Барлық отпен істелінетін және жөндеу жұмыстары аяқталғаннан кейін осы Әдістемелік нұсқаулардың 45 және 50-тармақтары бойынша, кейіннен осы Әдістемелік нұсқаулардың 52-тармағы бойынша операциялар орындалады.

4-тарау. Тазалауды жүргізу кезінде бақылау тәртібі

56. Тазалау тиімділігін жедел бақылау зертханалық жағдайларда орындалады. Тазалау тиімділігін бақылаған кезде "Өнеркәсіптік тазалық. Сұйықтықтардың тазалық кластары" МемСТ 17216-2001 сәйкес шаю ерітіндісінде бар өнеркәсіптік тазалық класының тазалық бөлшектерінің гранулометриялық құрамына талдау жасалады.

57. Шаюдың жекелеген кезеңдерін және жалпы алғанда толық шаюды аяқтау критерийі шаю ерітіндісінде қатты бөлшектердің санын тұрақтандыру немесе азайту болып табылады.

58. Шаю кезінде ерітіндінің жұмыс параметрлерін (температураны, қысымды) бақылау басқару қалқандарының аспаптарымен немесе пайдаланылмалы тазалаудың жұмыс бағдарламасына сәйкес осы мақсаттар үшін уақытша орнатылған аспаптардың орны бойынша орындалады.

59. Ағызатын құбыржолдарының қандай да бір фланецін ашу және құбыржолдың ішкі беткі қабатын визуалды қарап-тексеру кезінде майлы шламның жүйеден толық жойылуы айқындалады. Майлы шлам шаюдан кейін болмайды. Келіспеушіліктер туындаған жағдайда майлы шламның бар болуына талдау жасалады.

60. Май багының торларындағы сүзгі материалын ауыстыру немесе үрлеп тазарту қажеттілігі шаю сұйықтығының биіктік айырмасының ұлғаюы бойынша визуалды түрде айқындалады. Ауыстыру немесе үрлеп тазарту 300 мм асатын биіктіктің айырмасы кезінде жүргізіледі.

61. Тасымалдау тарасы зақымданған немесе ашылған пломбаланған қақпақтарымен немесе таңбалауы жоқ ТМС Л жеткізілген жағдайларда тасымалдау сыйымдылығынан ТМС Л сынамасы (сынаманың кем дегенде 1,5 текше дицеметр (бұдан әрі – дм³) болуы) іріктелініп алынады. ТМС Л сынамасы Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2008 жылғы 4 наурыздағы № 217 қаулысымен бекітілген "Синтетикалық жуу құралдары мен тұрмыстық химия тауарларының қауіпсіздігіне қойылатын талаптар" техникалық регламентіне (бұдан әрі – Техникалық регламент) сәйкес ТМС Л сапа сәйкестігін растау үшін зертханалық зерттеулер жасалады.

Бақылаудың ең аз көлемі кезінде мыналар айқындалады:

1) "Синтетикалық жуу құралдары және беттік-белсенді заттар. Сутекті иондардың шоғырлануын айқындау әдісі" МемСТ 22567.5-93 (бұдан әрі – МемСТ 22567.5-93) сәйкес тығыздығы;

2) Техникалық регламентке сәйкес қышқылдығы (бұдан әрі – рН);

3) МемСТ 22567.5-93 сәйкес ББЗ-ның массалық үлесі.

5-тарау. Қауіпсіздік шаралары

62. ТМС ЛН және ТМС ЛК әмбебап биологиялық ажырайтын жуу құралдарының қауіптілік, өрт-, жарылу қауіпсіздігі, су негізді кластары жоқ.

63. ТМС Л қолданылған кезде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) сілті ерітінділерімен жұмыс жасаған кезде қауіпсіздік техникасы сақталады.

64. ТМС Л және шаю ерітіндісімен жұмыс жасаған кезде қауіпсіздік техникасы бойынша қосымша шараларды қабылдау талап етілмейді. Шаю қызметін көрсететін персоналдың терісіне немесе көздің шырышты қабығына препарат тиген кезде теріні немесе көздің шырышты қабығын суқұбырындағы сумен көп мөлшерде шайылады.

65. ТМС Л пайдаланылған ерітіндісін түсіру және ағуларын жинау тазарту ғимараттарына немесе арнайы дайындалған сыйымдылықтарға жүзеге асырылады. ТМС Л және оның ерітінділерін су көздеріне немесе өнеркәсіптік нөсер кәрізіне тікелей түсіруге тыйым салынады.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 11-қосымша

Электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерін тексеру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерін тексеру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген, қысқа тұйықталу кезінде электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерінің қауіпті жақындасуын немесе айқасып қалуын айқындау жөніндегі есептерді орындау кезінде пайдалану үшін қолданылады.

2. Әдістемелік нұсқаулар әуе желілерінің (бұдан әрі – ӘЖ) және барлық кернеу санатындағы тарату құрылғыларының (бұдан әрі – ТҚ) иілімді өткізгіштерінің қысқа тұйықталуы (бұдан әрі – ҚТ) кезіндегі ауытқуларды есептеуге қолданылады.

3. ӘЖ мен ТҚ иілімді өткізгіштерін олардың ҚТ кезінде қауіпті жақындасуы немесе айқасып қалуы мүмкіндігі тұрғысынан тексеру кезінде есептеу шарттарын, яғни неғұрлым ауыр, бірақ өткізгіштердің қауіпті жақындасуы немесе айқасып қалуы мүмкін неғұрлым ықтимал шарттарды дұрыс таңдау қажет. Есептеу шарттарына мыналар жатады:

1) ҚТ есептік түрі;

2) ҚТ есептік ұзақтығы.

4. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 наурыздағы № 230 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10851 болып тіркелген) Электр қондырғыларын орнату қағидаларына (бұдан әрі – Қағидалар) сәйкес екі фазалы ҚТ есептік ҚТ түрі болып табылады. ҚТ есептік ұзақтығы ретінде иілімді өткізгіштері бар электр қондырғысының негізгі қорғанысының жиынтық әрекет ету уақыты мен ажыратқышты толық ажырату уақыты, сонымен қатар резервтік қорғаныстың жиынтық әрекет ету уақыты мен ажыратқышты толық ажырату уақыты қолданылуады.

5. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр беру желісі – электр желісі құрауыштарының бірі, электр тогы арқылы электр энергиясын беруге арналған энергетикалық жабдық жүйесі;

2) қысқа тұйықталу – әлеуеттерінің мәндері әртүрлі электр тізбегінің екі нүктесінің құрылғы конструкциясында көзделмеген және оның қалыпты жұмысын бұзатын электрлік жалғасуы;

3) электр берудің әуе желісі – ашық ауада орналасқан және оқшаулауыштар пен арматураның көмегімен тіреулерге немесе инженерлік құрылыстардағы (көпірлердегі, жол өткелдеріндегі және өзгелеріндегі) кронштейндер мен тағандарға бекітілген сымдар арқылы электр энергиясын беруге арналған құрылғы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдалананылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерін тексеру бойынша есептеу әдістемесі

6. ҚТ кезінде иілімді өткізгіштердің араласып кетуін есептеуге кіріспес бұрын ҚТ кезінде өткізгіштердің жақындасу қаупінің дәрежесін сипаттайтын өлшемшарттың мәні есептеледі. Бұл өлшемшарттың мәні шекті мәннен жоғары болған кезде есептеу жүргізіледі.

7. Есептеу екі сатыда орындалады. Бірінші сатыда ҚТ уақытында аралықтағы өткізгіштерде жинақталатын энергия есептеп шығарылады. Бұл энергия электродинамикалық күштердің жұмысына тең. Екінші сатыда алынған энергия бойынша аралықтың ортасындағы өткізгіштердің көлденеңінен араласып кетуі есептеп шығарылады.

8. Егер ҚТ ұзақтығы есептік маятниктің меншікті шағын ауытқуларының 0,6 кезеңінен аз болса, онда ҚТ уақытындағы электродинамикалық күштердің жұмысы есептік маятниктің желілік емес мәжбүрлі ауытқуларының теңдеуін шешу жолымен алынған қисық сызықтардың көмегімен есептеп шығарылады. Ал егер ҚТ ұзақтығы есептік маятниктің меншікті шағын ауытқуларының 0,6 кезеңінен көп болса, онда ҚТ уақытындағы электродинамикалық күштердің жұмысы әлеуетті жүйенің толық энергиясының тұрақтылығы заңын пайдалану жолымен түзілген басқа қисық сызықтардың көмегімен есептеп шығарылады.

9. Есептік ұзақтығы шекті ұзақтықтан аспайтын қысқа мерзімді ҚТ кезінде өткізгіштердің қозғалып кетуі электродинамикалық күштердің жұмысын айқындамай есептеп шығарылады.

10. ҚТ кезінде өткізгіштердің жақындасу қаупінің дәрежесін сипаттайтын жоғарыда аталған өлшемшарт, – р параметрі, килоАмпер шаршы секнуд/Ньютон (бұдан әрі – кА²с/Н), мына формула бойынша айқындалады

, (1)

мұнда

– екі фазалы ҚТ тогының кезеңдік құрамдас бөлігінің бастапқы қолданылатын мәні, килоАмпер (бұдан әрі – кА);

t_откл – ҚТ есептік ұзақтығы, секунд (бұдан әрі – с);

q = m_пог g – өткізгіш ауырлығының қума күші, Н/м;

m_пог – өткізгіш ауырлығының қума салмағы, метрге килограмм (бұдан әрі – кг/м);

g – ауырлық күшінің жеделдеуі, секундына шаршы метр (бұдан әрі – м/с²);

– электродинамикалық күштің бейпериодтық құрамдас бөлігінің ықпалы ескерілетін мөлшерсіз коэффициент (оның айқындауға арналған кесте осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1-суретінде келтірілген, мұнда Т_а – ҚТ тогының бейпериодтық құрамдас бөлігінің сөну уақытының тұрақты мәні, с).

11. р

0,4 кА²с/Н болғанда иілімді өткізгіштердің қозғалып кетуін есептеу қажет емес, өткені олардың шамадан тыс жақындасу қаупі жоқ.

12. Осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 2-суретінде

= 1 болғандағы (1) формуланың параметрлерін байланыстыратын кесте келтірілген. aq = const болғанда t_откл = f (

) қисық сызықтары t_откл және

параметрлерінің аясын шектеуді, мұндай кезде өткізгіштердің қозғалып кетуін есептеу қажет емес.

13. Егер р

0,4 кА²с/Н болса, онда алдымен ҚТ шекті ұзақтығы, с айқындалады, – параметр t_пред, с:

(2)

мұнда

– есептік маятниктің меншікті шағын ауытқуларының жиілігі, 1/с, мұнда L = 2f/3, м;

L – бір аралықтағы өткізгіштің бекітілу нүктелерін қосатын түзу сызықтан осы өткізгіштің салмақ орталығына дейінгі қашықтық (маятник ұзындығы), м;

М = m_пог l – аралықтағы өткізгіштің салмағы, килограмм (бұдан әрі – кг);

l – аралықтың ұзындығы, м;

– екі фазалы ТҚ кезіндегі есептік электродинамикалық күш, ньютан (бұдан әрі – Н).

Соңғысы мына формула бойынша есептеп шығарылады:

, (3)

мұнда

– екі фазалы ТҚ кезінде аралықтағы өткізгішке электродинамикалық жүктеменің тұрақты құрамдас бөлігі, КЗ, Н;

– ауа ортасының қатысты магниттік өткізгіштігі (ауа үшін = 1), Генри/метр (бұдан әрі – Гн/м);;

– вакуумның магниттік өткізгіштігі, Гн/м.

14. t_откл

t_пред болғанда ҚТ – s параметрі кезінде өткізгіштің көлденеңінен қозғалып кетуі, м, мына формула бойынша есептеп шығарылады

, (4)

мұнда

.

15. Егер (4) формула бойынша есептеп шығарылған s мәні аралықтың ортасындағы өткізгіштің салбыраған жерінен артық болып шықса, s = f деп қабылданады.

16. t_пред < t_откл

0,6 (2/

) болғанда ҚТ кезінде өткізгіштің көлденеңінен қозғалып кетуі мына формулалардың бірі бойынша есептеп шығарылады

(5)

мұнда t_пред – ҚТ шекті ұзақтығы, с;

– өткізгіштің тігінен барынша ауытқу бұрышы, радианы (бұдан әрі – рад):

; (6)

– ҚТ уақытында аралықтағы өткізгіште жинақталған және осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 3-суретіне сәйкес кестелер пайдаланыла отырып айқындалатын энергия, Джоуль( бұдан әрі – Дж),

мұнда _откл – аралықтағы өткізгіштің меншікті ауытқуларының кезеңінен үлеспен ҚТ қатысты ұзақтығы:Ү

17. t_откл

0,6 (2/

) болғанда өткізгіштің көлденеңінен қозғалып кетуі (5) формулалар бойынша есептеп шығарылады, алайда (5) және (6) формулаларға кіретін энергия

, Дж, шамамен мына формулалардың бірі бойынша бағаланады:

(7)

мұнда h – өткізгіштің ҚТ-ға дейінгі күйінен көтерілу биіктігі, м, ол осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 4-суретіне сәйкес айқындалады.

18. Өткізгіштердің барынша жақындасуы (өткізгіштердің арасындағы ең аз қашықтық) мына формула бойынша есептеп шығарылады

(8)

мұнда s – аралықтың ортасындағы өткізгіштің тең салмақты күйден көлденең барынша көп қозғалып кетуінің табылуы, ал бөлшектенген фазалар үшін – бұл көлденең қималы есептік жалғыз өткізгіш осінің көлденең қозғалып кетуі, ол аралықтың ортасындағы фазаның барлық өткізгіштері қимасының жиынына тең болады;

r_р – фазаның бөлшектену радиусы, м.

19. Оқшаулауыштар гирляндаларының ықпалын жоғарыда келтірілген формулаларда М өткізгіштің салмағын М_пр

"келтірілген" салмақпен және f салбыраған жерді f_пр

"келтірілген" салбыраған жермен ауыстыру жолымен өткізгіштердің қума салмағын және салбыраған жерін ұлғайту арқылы шамамен ескеруге болады,

мұнда

– салмақты келтіру коэффициенті (осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1-кестесі);

l_г – оқшаулауыштар гирляндаларының ұзындығы, м;

– тартылған гирляндалардың ҚТ-ға дейін тігінен ауытқу бұрышы, рад.

20. Бұрғыштардың болуы да өткізгіштердің салмағын ұлғайту арқылы шамамен ескеріледі. Бұл ретте өткізгіштің келтірілген салмағы мына формула бойынша бағаланады:

,

мұнда М_отв – аралықтағы бұрғыштардың салмағы, кг.

3-тарау. ҚТ кезінде өткізгіштердің барынша қозғалып кетуін және барынша жақындасуын айқындау

21. Екі фазалы ҚТ шарттарында иілімді өткізгіштердің тербелу кезінде барынша қозғалып кетуі мына мән бойынша айқындалады:

у_max = s.

s айқындау әдістемесі жоғарыда берілген.

22. ҚТ шарттарында иілімді өткізгіштердің жақындасуы кезінде олардың арасындағы ең аз қашықтық мына мән бойынша айқындалады:

a_min = a - 2 у_max.

23. a_min

a_{min доп} шарты сақталады, мұнда a_{min доп} – фаза өткізгіштерінің арасындағы жол берілетін ең аз қашықтық. Қағидаларыға сәйкес U_ном номиналды кернеулер әртүрлі болған кезде a_{min доп} осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес айқындалады.

4-тарау. Ұсынымдар

25. ҚТ кезінде иілімді өткізгіштердің қауіпті жақындасуының шарттарын айқындау кезінде алдымен (1) формула бойынша р өлшемшартының мәні есептеп шығарылады. Егер р

0,4 кА² с/Н болса, онда өткізгіштер қауіпсіз аймақта және оларды әдеттегідей пайдалануға болады; ал егер р

0,4 кА² с/Н болса, онда өткізгіштер қауіпті аймақта деген сөз, яғни олардың арасындағы оқшаулауыш аралықтар тесілуі, тіпті олардың айқасып қалуы мүмкін. Бұл жағдайда өткізгіштер тербелісін мұқият есептеу жүргізіліп,

және t_откл режимдік параметрлеріне жеке-жеке немесе бірге ықпал ету қажет.

Электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерін тексеру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

Өткізгіштердің модельдері

Иілімді өткізгіштердің электродинамикалық беріктігін көпжылдық зерттеулер нәтижесінде осындай өткізгіштердің есептік екі моделі айқындалды.

Олардың бірі салмағы аралықтағы өткізгіш салмағының ортасына шоғырланған, салбырап тұратын жері қатты, созылмайтын маятник-өзек болып табылады. Екіншісі – салмағы ұзына бойы біркелкі жайылған, түпкілікті қаттылығы созылатын, иілетін және ширатылатын иілімді жіп.

Аталған модельдерден өзгеше есептік модельдер (әдетте, маятник-схемаға қарағанда күрделі) практикада қолданыс тапқан жоқ және мұқият қарастырылған жоқ.

Өткізгіштер динамикасының есептік аймақтары

ҚТ туындаған сәттен бастап және ол жойылғанға дейінгі кезеңде әр фазаның иілімді өткізгішінің қатты өзек түріндегі есептік моделі (1-сурет) оның қозғалысын мейлінше толық сипаттайды және осы сатыда өткізгіштердің қозғалып кетуін бағалау барынша дәл болып табылады, мұны тәжірибелік деректер растайды.

1-сурет. Иілімді екі өткізгіштің есептік моделі

1-суретте және одан әрі мынадай белгілер қабылданған:

а – ҚТ-ға дейін аралас фазалар өткізгіштері осьтерінің арасындағы қашықтық, м;

М – есептік аралықтағы өткізгіштің салмағы, кг;

f – аралықтың ортасындағы өткізгіштің салбырап тұратын жері, м;

L – бір аралықтағы өткізгіштің тікелей бекітілу нүктесін осы өткізгіш салмағының ортасына дейінгі аралық (маятник ұзындығы), м;

– өткізгіштің тігінен ауытқу бұрышы, рад;

F_э – электродинамикалық күш, Н;

g – ауырлық күшінің жеделдеуі, м/с².

ҚТ жойылғаннан кейін өткізгіштер алдымен инерция бойынша қозғалып, ауырлық күшінің әрекетін еңсереді әрі бұл ретте өткізгіштерді тартып тұратын күш сақталып тұратын біршама уақыт бойы өз салмағынан ауырлайтын жалпақ иілімді жіп пішініне жақын пішінін сақтайды. Өткізгіштер қозғалысының бұл сатысында олардың әрекетін қабылданған есептік модельмен сипаттау дәлдігі азая береді, дегенмен олардың қозғалып кетуін бағалауды қолдануға болады.

Өткізгіштердің салмақ орталықтары оларды тіреулерге бекіту нүктелерінен жоғары болған кезде олардың ауырлығы жойылады және ортадан тепкіш күштер өткізгіштерді иілімді созылған жіп сияқты бұрынғы пішінінде ұстап тұру үшін жеткіліксіз болады. Қозғалыстың бұл сатысында өткізгіштер инерциялық күштердің және ауырлық күштерінің әрекетінен құлап бара жатқан денелерге ұқсас болады. Сондықтан маятник түрінде модельді пайдалану арқылы өткізгіштердің қозғалып кетуін есептеу бұл жерде мүмкін емес.

ҚТ кезінде өткізгіштер электродинамикалық күштердің әсерінен бір бірінен алшақтайды, ҚТ жойылғаннан кейін өткізгіштер бастапқы тепе-теңдік күйінің айналасында тербелген кезде олар барынша жақындайды.

Есептік аймақтардағы күштер теңгерімі

ӘЖ-де немесе ТҚ-да орын алған қысқа тұйықталу нәтижесінде иілімді өткізгіштердің қозғалысы кезінде мыналар есептік маятникке есептік жүктеме болып табылады (2-сурет):

а – ҚТ қысқа мерзімді тогы көп болған кездегі өткізгіштер (олардың салмақ орталықтары) қозғалысының траекториясы: АВ – ҚТ уақытында өткізгіш өтетін траектория учаскесі; ВС – ҚТ тогы ажыратылғаннан кейін әрекет етуші күштер арқылы тартылып тұрған өткізгіш өтетін траектория учаскесі; CD – тартылып тұрмайтын өткізгіш ауырлық күшінің және инерциялық күштердің әсерінен "құлайтын" траектория учаскесі; б – ҚТ қысқа мерзімді тогы аз болған кездегі өткізгіштер қозғалысының траекториясы; F_цб – ортадан тепкіш күш

2-сурет. ҚТ кезінде және одан кейін өткізгіштер қозғалысының траекториясы

1) тігінен төмен бағытталған және өткізгіштер қозғалысының барлық сатыларында әрекет ететін ауырлық күші Mg;

2) бір көлденең жазықтықта бекітілген өткізгіштері бар желілердегі екі фазалы ҚТ кезінде көлденең бағытталған және ҚТ тогы ажыратылғанға дейін әрекет ететін электродинамикалық күш F_э;

3) аралықтағы өткізгіштің салмақ орталығын айнала жеделдетудің қарама-қарсы векторына бағытталған және өткізгіш тартылып тұрған әрі оны маятник ретінде қарастыруға болатын кезеңдерде әрекет ететін инерциялық күш F_ин;

4) бірнеше күштің әсерінен кейін кеңістікте ауырлық күшінің өрісінде қозғалатын денелерге тән инерциялық күштер: бұл иілімді өткізгіштер тартылып тұрмаған кезде олардың қозғалыс сатысында орын алады.

Электр беру желілері мен тарату құрылғыларының иілімді өткізгіштерін тексеру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-сурет. t_откл/Т_а-дан

коэффициентінің тәуелділігі

2-сурет. р = 0,4 болғанда ҚТ ұзақтығы

а) 2L/a = 0,5 болғанда;	б) 2L/a = 1,1 болғанда;
в) 2L/a = 2,1 болғанда;	г) 2L/a = 3,1 болғанда;

д) 2L/a = 4,l болғанда;	е) 2L/a = 5,1 болғанда;
ж) 2L/a = 5,7 болғанда

3-сурет. Екі фазалы ҚТ кезінде W_к/Mg L сипаттамасы

4-сурет. Екі фазалы ҚТ кезінде h/a сипаттамасы

1-кесте

Салмақты келтіру коэффициенті

fг/f	Мг/М әртүрлі болған кезде салмақты келтіру коэффициенті мәндері
	0,01	0,02	0,05	0,10	0,20	0,50	1,00	2,00	3,00
0,01	1,000	1,000	1,000	1,000	1,001	1,002	1,003	1,005	1,006
0,02	1,000	1,000	1,000	1,001	1,002	1,004	1,007	1,010	1,012
0,05	1,000	1,000	1,001	1,002	1,004	1,010	1,016	1,024	1,029
0,10	1,000	1,001	1,002	1,004	1,008	1,019	1,031	1,048	1,058
0,20	1,001	1,002	1,004	1,008	1,015	1,034	1,059	1,090	1,110
0,50	1,002	1,003	1,008	1,016	1,031	1,071	1,130	1,200	1,250
1,00	1,002	1,005	1,012	1,024	1,048	1,110	1,200	1,330	1,430
2,00	1,003	1,007	1,017	1,033	1,065	1,150	1,290	1,500	1,670
3,00	1,004	1,007	1,019	1,037	1,073	1,180	1,330	1,600	1,820

Ескертпе: М_г – гирляндалар салмағы (аралықтағы өткізгіштердің екі тіреуіндегі тартылатын екі гирлянданың жиынтық салмағы немесе тіреулердегі гирляндалар аспалы болса, бір гирлянданың салмағы); М – аралықтағы өткізгіштің салмағы; f_г –гирляндалардың салбырап тұратын жері; f – өткізгіштің салбырап тұратын жері.

2-кесте

Uном, кВ	amin доп, м
35	0,2
110	0,45
150	0,6
220	0,95
330	1,4
500	2,0
750	3,3
1150	5,4

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 12-қосымша

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдегені Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және электр станцияларында қуатты кәбілдік арналарды жөндеуге арналған қуатты кәбілдер мен кәбілдік арматураның шығыс нормативтерін және резервтік запасын айқындауға арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) шығыс нормативі - пайдаланылатын кәбілдік арналарға жөндеу жүргізуге бір жыл ішінде қажет болатын кәбіл мен кәбілдік арматураның орташа саны;

2) резервтік запас нормативтері – жөндеу жүргізуге және электр станцияларының үзіліссіз жұмыс істеуін қамтамасыз етуге арналған, қолданыстағыларға қосымша алынатын, кәбілдер мен кәбілдік арматураның ең көп саны.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Шығыс нормативі пайдаланылатын арналардың ұзындығына шығыс нормасын көбейту арқылы айқындалады.

4. Жылу және атом электр станцияларына арналған кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары, Жылу және атом электр станцияларына арналған кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары және Шеткі кәбілдік муфталардың шығысының және резервтік запасының типтік нормалары осы Әдістемеге 1 – 3-қосымшаларда келтірілген.

5. Шығыс пен резервтік запастың типтік нормалары кәбіл өніміне тапсырыс берудің қолданыстағы ең төменгі нормалары ескеріле отырып, бұйымдарды тоқсан сайын резервке жеткізу кезіндегі орташа жағдайларға есептелген. Егер бұйымдардың шығысы мен запасты толықтыру шарттары есептелгеннен елеулі ерекшеленетін болса, жергілікті нормалар мен нормативтер әзірленіп, оны жоғары тұрған ұйым бекітеді.

6. Электр станциялары үшін нормативтер белгіленеді – 1 киловольт (бұдан әрі – кВ) және 3 – 10 кВ дейінгі арналар үшін, қанықтырылған қағаздан жасалған изоляциясы бар қуатты кәбіл (бронды кәбіл) және 1кВ дейінгі (нормативтердің 3-тобы) арналар үшін оған арматура, резеңке және пластмассадан жасалған изоляциясы бар қуатты кәбіл және оған арматура.

7. Осы Әдістемеге 1 – 3-қосымшаларда берілген резервтік запастың типтік нормалары нормативтердің әрбір тобы үшін кәбілдің 2 микро көлеміне (жалғайтын және шеткі муфталар) есептелген.

8. Нормативтік мәндерге дейін резервтік запасты толықтыруды оның иесі жүзеге асырады, резервтік кәбілді санауды иесі жүргізеді және "Техникалық қажетті резерв" нысанында ескеріледі.

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

Жылу және атом электр станцияларына арналған кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымның атауы	Өлшем бірлігі	Шығыс нормасы	Пайдаланудағы арнаның жалпы ұзындығының запас нормалар, километр (бұдан әрі – км)
			20 дейін	40	60	80	100	150	200	300	300 астам
1к В дейінгі кәбілдер	Километрге метр (бұдан әрі - м/ км)	6	90	50	35	22	18	15	10	6	4
Кәбілдер 6 – 10 кВ	м/км	8	120	70	45	35	30	25	20	15	10
1 кВ дейінгі жалғайтын муфталар (жиынтығы)	Киломтерге 1 дана (бұдан әрі -д/км)	0,006	1,5	1,0	0,75	0,5	0,4	0,22	0,18	0,16	0,12
Жалғайтын муфталар 6 – 10 кВ (жиынтығы)	д/км	0,2	2,2	1,2	0,9	0,7	0,6	0,4	0,35	0,3	0,25

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

Жылу және атом электр станцияларына арналған кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымның атауы	Өлшем бірлігі	Шығыс нормасы	Пайдаланудағы арнаның жалпы ұзындығының запас нормалары, км
			10 дейін	20	40	60	60 астам
1 кВ дейінгі броньдалған және қуатты кәбілдер	м/км	4	200	90	50	32	32
Брондалған кәбілдер 6 – 10 кВ	м/км	1,2	240	100	60	40	40
1 кВ дейінгі жалғайтын муфталар	д/км	0,0012	2,0	1,0	0,5	0,35	0,3
Жалғайтын муфталар 6 – 10 кВ	д/км	0,04	2,0	1,0	0,5	0,35	0,3

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

Шеткі кәбілдік муфталардың шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымның атауы	Шығыс нормасы, пайыз (бұдан әрі - %)	Запас нормасы, %, бұл ретте пайдаланудағы саны, дана (бұдан әрі - д)
		до 100	200	400	600	1000	2000	4000	более 4000
Жылу және атом электр станциялары
1 кВ дейінгі шеткі муфталар:
ішкі қондырғының	2,3	45	22	12	10	6,0	4,0	3,0	2,5
сыртқы қондырғының	1,5	45	21	11	9	5,5	3,5	2,5	2,0
Шеткі муфталар 3 – 10 кВ:
ішкі қондырғының	8,5	50	27	18	13	10	10	10	10
сыртқы қондырғының	2,5	45	22	12	10	6,0	-	-	-
Гидроэлектростанциялар
1 кВ дейінгі шеткі муфталар	0,5	35	18	10	8	5	2,5	1,5	1,1
Шеткі муфталар 3 – 10 кВ:
ішкі қондырғының	1,7	45	21	11	9	5,5	3,5	2,5	2,0
сыртқы қондырғының	0,5	35	18	10	8	5	-	-	-
Электр желілері бар электростанциялар
Шеткі муфталар 20 – 35 кВ (бір фазалы жиынтықтар):
ішкі қондырғының	0,4	13	8	4	2,5	-	-	-	-
сыртқы қондырғының	4,2	18	12	9	7	5	-	-	-
Ескертпе. Шығыс және запас нормалары пайдаланудағы муфталар санынан пайызбен келтірілген.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 13-қосымша

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және механикаландырылған құралға (қол машиналарына), құрылыс-әрлеу машиналарына, дірілдеткіштерге, қол құрылыс-монтаждау, слесарлық, бақылау-өлшеу құралына, электр гидроэлектр станцияларына техникалық қызмет көрсету және оларды жөндеу үшін қолданылатын құрылғыларға (негізгі электр жабдығын күрделі жөндеуден басқа) қолданылады.

2. Осы Әдістеме гидроэлектр станцияларының негізгі энергетикалық жабдығына күрделі жөндеу жүргізуге арналған жарақтың қажетті санын және бір күрделі жөндеуден кейінгі орын толтыруды айқындайды.

3. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр желілерін күрделі жөндеу – ауа желілерін, трансфоматорлық кіші станцияларды, таратушы желілердің тарату пункттерін немесе олардың құрамдас бөліктерін бастапқы немесе бастапқыға жақын сипатталарын қалпына келтіру үшін орындалатын жөндеу;

2) жабдыққа қажеттілік және оны пайдалану нормативтерінің жүйесі – жабдыққа қажеттілікті айқындау, өндірістік қуаттарды есептеу және өнімді (жұмысты) өндіру жоспарларын негіздеу үшін, сондай-ақ жабдықтың пайдаланылуын бағалау үшін қолданылатын нормалардың, нормативтік есептеу көрсеткіштерінің өзара байланысты кешені.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

4. Осы Әдістемеде жөндеу персоналының 10 адамына қажеттілік қабылданады, себебі, электр сатнцияларының жөндеу персоналының саны туралы сұрау салуларға жауаптарын талдау 8 – 12 адам жөндеу учаскесін құру үшін ең аз мөлшер болып табылатынын көрсетті.

5. Осы Әдістеменің номенклатурасына сериялы түрде және жеке мұқтаждықтар үшін жасалатын механикаландыру құралдары, конструкторлық әзірлемелер, сондай-ақ өнеркәсіп шығаратын механикаландыру құралдары енгізілді.

Жарақтың саны мен пайдалану коэффициенті пайдалану деректерінің негізінде айқындалады.

6. Қажеттілік нормативтерін әзірлеу кезінде мынадай материалдар пайдаланылады:

1) негізгі жабдықты жөндеуге арналған технолгиялық процестер;

2) жабдықты жөндеу бойынша басшылықтар;

3) турбиналық қондырғыларды, турбогенераторларды жөндеуге кететін уақыт нормалары;

4) 200, 300, 500 және 800 мегаВатт (бұдан әрі – МВт) энергетикалық блоктардың жабдығын жоспарлы-алдын алу жөндеу жүйесінің техникалық-экономикалық нормативтері;

5) өнеркәсіп шығаратын механикаландыру құралдарының номенклатурасы;

6) механикаландыру құралдарының және құралдың қызмет ету мерзімі "Негізгі қаражат" атты 16-Қаржылық есептіліктің халықаралық стандартына (IAS) сәйкес және пайдалану деректерінің негізінде (2015 жыл) айқындалды.

7. Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына – механикаландырылған, қол құралы мен арнайы құрылғыларға қажеттілік нормалары бір күрделі жөндеуге жүк көтеру және тасымалдау құрылғылары, электр-доғалы және газбен балқытып бекіту мен металды жылулық өңдеуге арналған жабдық, қызу бетінің элементтерін жөндеуге арналған құрылғылар, құбыржолдарды жөндеуге арналған құрылғылар, арматураны жөндеуге арналған құрылғылар, ауа жылытқыштарды жөндеуге арналған құрылғылар, айналатын қазандық тетіктерін жөндеуге арналған құрылғылар, турбиналарды жөндеуге арналған құрылғылар, турбиналық-қосалқы жабдықты жөндеуге арналған құрылғылар, турбогенераторды жөндеуге арналған құрылғылар, механикаландырылғын пневматикалық қол құралы, электрлендірілген механикаландырылғын қол құралы, қол және кесу құралы, бақылау-өлшеу құралы мен аспаптары, металдың ақаукөргіштігіне арналған аспаптар, әртүрлі мақсаттағы тетіктер, жеке қорғау құралдары, әртүрлі мақсаттағы мүкәммал үшін мынадай формула бойынша айқындалады:

, (1)

мұнда q – механикаландыру құралдарын пайдалану коэффициенті осы Әдістемеге 1 – 18-қосымшаларға сәйкес айқындалады;

C – қызмет ету мерзімі, осы Әдістемеге 1 – 18-қосымшаларға сәйкес айқындалады;

K – жөндеу персоналының 10 адамына арналған жарақтың саны, осы Әдістемеге 1 – 18-қосымшаларға сәйкес айқындалады.

8. Механикаландыру құралдарын пайдалану коэффициенті мынадай формула бойынша айқындалады:

, (2)

мұнда t – жабдықты жөндеу кезеңінде механикаландыру құралдарының немесе құралдың жұмыс істеген уақыты;

T – жабдықты жөндеу уақыты.

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

Жүк көтеру және тасымалдау құрылғылары

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Жүк көтергіштігі 1 тонна (бұдан әрі – т) монтаждық блок	0,5	0,6	5	0,06
Жүк көтергіштігі монтаждық блок, т:
1,25	0,4	0,6	5	0,05
2,5	0,4	0,6	5	0,05
5,0	0,4	0,6	5	0,05
10,0	0,4	0,6	5	0,05
Жүк көтергіштігі полиспаст шағын габаритті блок, т:
0,5	0,4	0,6	5	0,05
2,0	0,4	0,6	5	0,05
3,2	0,4	0,6	5	0,05
Жүк көтергіштігі полиспаст блок, т:
5	0,4	0,6	5	0,05
8	0,4	0,6	5	0,05
Жүк көтергіштігі бұрандалы домкрат, т:
3	0,16	0,4	2	0,03
5
Сыналы арнайы домкрат	0,16	0,4	2	0,03
Жүк көтергіштігі гидравликалық домкрат, т:
10	0,48	0,4	4	0,05
16
50	0,32	0,4	4	0,03
100	0,16	0,4	4	0,02
200	0,16	0,4	4	0,02
Жүк көтергіштігі 5 төрткілдешті домкрат	0,16	0,4	2	0,03
Диаметрі 8; 13; 16; 19; 23 миллиметр (бұдан әрі – мм) сырарқанға арналған қысқыш	7,2	0,3	1	2,16
Жүк көтергіштігі 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 т буындар	8	0,4	1	3,2
Сымарқан қалқаны 40; 45; 56; 75; 85; 95	8	0,6	1	4,8
Аспалы қол кран	0,16	0,4	5	0,01
Жүк көтергіштігі 1 т кран-арба	0,16	0,5	7	0,01
Пневматикалық жетегі бар, жүк көтергіштігі 150 килограмм (бұдан әрі – кг) жүкарба	0,32	0,6	5	0,04
Жүк көтергіштігі 150 кг электр жүкарбасы
Жүк көтергіштігі 0,5 т жүкарба	0,23	0,6	5	0,03
Жүк көтергіштігі 500 кг қарнақты жүкарба
Бұрамдық қол жүкарба	0,23	0,6	5	0,03
Жүк көтергіштігі 0,5 т электр жүкарбасы
Тартымды күші бар арнайы электр жүкарбасы, т:
1,5	0,4	0,6	8	0,03
5	0,32	0,6	8	0,02
Жүк көтергіштігі 2 т жүкарба	0,24	0,6	8	0,02
Жүктерді жылжытуға арналған құрылғы
Монтаждық жүкарба	0,32	0,6	8	0,02
Жүктерді жылжытуға арналған құрылғы
Әмбебап монтаждық жүкарба	0,32	0,6	8	0,02
Монтаждық құрылғы
Монтаждық-тартымды тетік	0,48	0,8	5	0,08
Жүк көтергіштігі полиспаст құрсау, т
0,5	0,16	0,4	5	0,01
1	0,16	0,4	5	0,01
2	0,16	0,4	5	0,01
5	0,16	0,4	5	0,01
10	0,16	0,4	5	0,01
Массасы 300, 800, 1500 және 2500 кг бөлшектерді көтеруге арналған құрылғы (сегіздік)	9,6	0,6	1	5,76
Биіктігі бойынша реттелетін жылжымалы алаңша	0,16	0,5	5	0,02
Ілмек бұрандамалар	24	0,6	1	14,4
Құрылысқа арналған жүк арқан ілмектер	6,6	0,6	1	3,96
Әмбебап жүк арқан ілмектер	8	0,6	1	4,8
Иінтіректі қол талі	0,8	0,6	3	0,16
Монтаждық құрылғы	0,3	0,6	3	0,06
Жүк көтергіштігі 1 т шынжырлы қол таль	0,3	0,6	3	0,06
Жүк көтергіштігі бұрамдық қол таль, т:
1	0,2	0,6	3	0,04
3,2	0,2	0,6	3	0,04
Жүк көтергіштігі бұрамдық қол таль, т:
5	0,2	0,6	3	0,04
8	0,2	0,6	3	0,04
Тартымды қол тетігі	0,32	0,6	3	0,06
Жүк көтергіштігі 1 т қол арба	0,3	0,5	4	0,04
Ұзын өлшемді материалдарды тасымалдауға арналған арба	0,3	0,5	4	0,04
Жүк көтергіштігі жылжымалы электр талі, т:	0,2	0,6	5	0,02
0,5
1	0,2	0,6	5	0,02
Жүк көтергіштігі жылжымалы электр талі, т:
0,5	0,2	0,6	5	0,02
5	0,2	0,6	5	0,02
Жүк көтергіштігі 10 т жылжымалы электр талі	0,2	0,6	5	0,02

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

Электр-доғалы және газбен балқытып бекіту мен металды жылулық өңдеуге арналған жабдық

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Балқытып бекіту агрегаттары бос жүрісінің кернеуін шектеуге арналған тиристорлық құрылғы: тұрақты токта айнымалы токта	4 4	0,9 0,9	3 3	1,20 1,20
Болат баллондар	18,8	0,9	6	2,82
Балқытып бекіту трансформаторлары бос жүрісінің кернеуін азайту блогы	3	0,9	4	0,67
Балқытып бекіту тогының түзеткіші	1,2	0,9	5	0,22
Балқытып бекіту түзеткіші	0,75	0,9	5	0,13
Коп постық балқытып бекіту түзеткіші	0,75	0,9	5	0,13
Коп постық балқытып бекіту түзеткіші	0,75	0,9	5	0,13
Балқытып бекіту генераторы	0,4	1,0	4	0,1
4 постық балқытып бекіту генераторы	0,4	1,0	4	0,1
Төмен және орта қысымдағы ацетиленді генератор	0,4	1,0	4	0,1
Ацетиленді-оттектік балқытып бекітуге, дәнекерлеуге және жылтуға арналған бір алаулы әмбебап оттық: Г2 Г3	0,7 0,7	0,9 0,9	2 2	0,31 0,31
Пропан-бутанды оттық	1,2	0,9	1,5	0,72
Аргон-доғалы шағын габаритті оттық	1,2	0,9	1	1,08
Ауа-пропанды оттық	0,7	0,9	1	0,63
Балқытып бекіту тогының терістеуіші	1	0,9	3	0,3
Газбен балқытып бекітушілер мен газбен кесушілерге арналған әмбебап кілт	5	1	2	2,5
Оқшаулағыш қысқаштар	0,7	0,9	2	0,31
Электрмен балқытып бекітушілерге арналған құрал жинағы	6	1	1	6
Электрмен балқытып бекітуге арналған кәбілдер	175 м	0,9	3	52,5 м
Резеңке оқшаулауы бар сым	175 м	0,9	3	52,5 м
Балқытып бекіту жартылай автоматы	0,5	0,5	2	0,12
Балқытып бекіту тоқтың түрлендіргіші	0,7	0,9	5	0,13
Балқытып бекіту түрлендіргіші
Балқытып бекіту тоқтың түрлендіргіші	0,7	0,9	2	0,31
Редуктор: ацетиленді оттекті аргонды	5 5 5	1 1 1	1 1 1	5 5 5
Ацетилен-оттекті кескі	5	0,9	2	2,25
Қолмен оттекті кесуге арналған инжекторлы кескі	5	0,9	1	4,5
Ауа-доғалы қол кескі Ауа-доғалы кескі	1	1	1	1
Балластық реостат	2	0,9	3	0,6
Балқытып бекіту тогын реттеуге арналған реостат Балқытып бекіту тогын реттеуші	2	0,9	3	0,6
Шағын габаритті балластық реостат	2	0,9	3	0,6
Газбен балқытып бекітуге және металды кесуге арналған резеңке түтіктер	130 м	0,4	1	52
Балқытып бекіту кәбілдерінің қосылысы	3	0,9	2	1,35
Оттегі баллондарын тасымалдауға арналған зембіл арба	1,2	1	2	0,6
Баллондарды тасымалдауға арналған зембіл арба
Доғалы балқытып бекітуге арналған балқытып бекіту трансформаторы	3	0,9	5	0,54
Электродтарды сақтауға арналған термостат	0,5	0,6	1	0,3
Электр пеші	0,7	0,8	2	0,29
Электрод ұстағыш	8,7	1	2	4,35

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

Қызу бетінің элементтерін жөндеуге арналған құрылғылар

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Диаметрі 14-42 мм құбырларға арналған құбырбүккіш машина	0,3	0,4	5	0,02
Диаметрі 22-42 мм құбырларға арналған құбырбүккіш білдек
Диаметрі 28-60 мм құбырларға арналған механикалық жетегі бар құбырбүккіш машина	0,3	0,4	5	0,02
Диаметрі 32-60 мм құбырларға арналған механикалық құбырбүккіш
Диаметрі 76-108 мм құбырларға арналған механикалық жетегі бар құбырбүккіш машина	0,2	0,4	5	0,02
Бүккіштерді тазалауға арналған құрылғы	0,2	0,5	3	0,03
Құбырлардың бүккіштерін тазалауға арналған құрылғы
Қанатты құбырлардан жасалған панельдегі қанаттарды кесуге арналған құрылғы
32х6 құбырларының қанаттары мен жүздерін алуға арналған құрылғы	0,2	0,5	3	0,03
Диаметрі 32 мм қанатты құбырлардың панельдерін оюға арналған құрылғы	0,2	0,5	3	0,03
Диаметрі 32 мм қанатты құбырларды кесуге арналған құрылғы	0,2	0,5	3	0,03
51х4, 560х3,5 құбырларының жүздері мен шет жақтарын алуға арналған орнатылу қадамы шағын құрылғы	0,2	0,5	3	0,03
Диаметрі 28; 32; 38 мм құбырларды коллекторлардан кесіп алуға арналған құрылғы	0,2	0,5	3	0,03
Диаметрі 32-60 мм коллекторлардың құбырларын кесіп қысқартуға арналған құрылғы	0,2	0,6	3	0,03
Диаметрі 32-60 мм құбырларды қажақты дискімен кесуге арналған қозғалмалы машина	0,8	0,5	3	0,13
Диаметрі 32; 38; 42 мм құбырларды қажақты дискімен кесуге арналған қозғалмалы машинка
Диаметрі 32; 38; 42 мм құбырларды кесуге арналған қозғалмалы машинка
Құбырларды және жақсы сұрыпталған болатты кесуге арналған машинка	0,3	0,5	3	0,05
Қозғалмалы құбыр кескіш	1,1	0,6	3	0,22
Диаметрі 80 мм-ге дейінгі құбырларды қажақпен кесуге арналған маятникті ара	0,5	0,5	5	0,05
Диаметрі 108 мм-ге дейінгі құбырларды механикалық кесуге арналған құрылғы
Қозғалмалы құбыр кескіш
Диаметрі 32-108 мм құбырларға арналған құбыр кесу білдегі	0,2	0,4	5	0,02
Қазандықтың оттығындағы диаметрі 60; 70; 76 мм құбырларды кесуге арналған құрылғы	0,4	0,5	3	0,07
Ұнтақтарды кесуге арналған құрылғы	0,4	0,3	3	0,04
Диаметрі 28-42 мм құбырларды кесіп қысқартуға, жүздерін алуға және тазалауға арналған құрылғы	0,4	0,5	3	0,07
Балқытып бекіту және КТҚ арқылы құбырлардың шеттерін өңдеуге арналған әмбебап құрылғы	1,1	0,5	2	0,28
Диаметрі 28-42 мм құбырларға арналған сыртқы қармауы бар жүз алғыш	1,4	0,5	2	0,35
Диаметрі 28; 32; 42; 60 мм құбырлардың жүздерін алуға арналған құрылғы
Жүздерді алуға арналған құрылғы
Диаметрі 28-83 мм құбырлардың жүздерін алуға арналған білдек
Жүз алғыш
Диаметрі 28-42 мм құбырларға арналған жүздік
Диаметрі 44,5; 51 мм құбырлардың жүздерін алуға арналған құрылғы	0,7	0,5	2	0,18
Диаметрі 51-60 мм құбырлардың жүздерін және шет жағын алуға арналған қол машина	0,7	0,5	2	0,18
Диаметрі 60 мм құбырлардағы жүздерді алуға арналған құрылғы
Диаметрі 57-108 мм құбырларға арналған ішкі қармауы бар жүз алғыш	1,4	2	0,5	0,35
Диаметрі 60; 76-108 мм құбырларға арналған жүз алғыш
Құбырларды шөркелеуге және тазлауға арналған құрылғылардың жинағы	0,6	0,5	3	0,1
Тұтастырғышы бар құбырларды балқытып бекіту арқылы орталықтандыруға арналған құрылғы	1,1	0,7	1	0,77
Диаметрі 25-45 мм құбырларға арналған орталықтандырғыштар	1,4	0,7	1	0,98
Диаметрі 32-60 мм құбырларды балқытып бекіту арқылы орталықтандыруға арналған құрылғы	1,4	0,7	1	0,98
Диаметрі 28-76 мм құбырларды орталықтандыруға арналған бұрандама қысқыштар	1,4	0,7	1	0,98
Диаметрі 51-83 мм құбырларға арналған орталықтандырғыш	1,4	0,4	1	0,56
Диаметрі 83 мм құбырларды орталықтандыруға арналған бұрандама қысқыш	1,4	0,4	1	0,56
Диаметрі 25-108 мм құбырларды орталықтандыруға арналған құрылғы	1,4	0,6	1	0,64
Барабандардағы тесіктерді өңдеуге арналған құрылғы	0,3	0,4	3	0,04
Қазандықтың барабандарындағы тесіктерді өңдеуге арналған құрылғы
Барабандардағы коллекторлар мен іріктемелердің тесіктерін өңдеуге арналған құрылғы	0,3	0,4	3	0,04
Балқытып бекіту жіктеріндегі ақауларды іріктеуге арналған құрылғы	0,4	0,3	3	0,04
Диаметрі 60х6мм штуцерлер арқылы коллекторлардың ұяларын өңдеуге арналған пневматикалық құрылғы	0,14	0,4	3	0,18
Ауамен себезгілеу құрылғысы	0,3	0,8	5	0,05
Диаметрі 32х4, 542х5 мм, = 235 шаршы сантиметрге килограмм күші (бұдан әрі – кгс/см2) құбырларға арналған үрпиген бітеуіш	11	0,3	2	1,65
Қозғалмалы пневматикалық қол ара	0,4	0,5	5	0,04

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 4-қосымша

Құбыржолдарды жөндеуге арналған құрылғы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Диаметрі 133-159 219-273 325-426 478-530 мм құбырларды газбен кесуге арналған құрылғы	1,6 1,2 1,2 1,2	0,5 0,5 0,5 0,5	2 2 2 2	0,4 0,3 0,3 0,3
Диаметрі 219-426 мм құбырларды жүзін ала отырып, газбен кесуге арналған құрылғы	0,8	0,5	2	0,2
Диаметрі 108-159 мм құбырлардың шеттерін өңдеуге арналған құрылғы	1,2	0,5	1,5	0,4
Диаметрі 133-159 мм құбыржолдардың шеттерін өңдеуге арналған құрылғы
Диаметрі 219-273 мм құбырлардың шеттерін өңдеуге арналған құрылғы	1,2	0,5	1,5	0,4
Диаметрі 219-273 мм құбыржолдардың шеттерін өңдеуге арналған құрылғы
Диаметрі 325-426 мм құбырлардың шеттерін өңдеуге арналған құрылғы	1,2	0,5	1,5	0,4
Диаметрі 325-377 мм құбыржолдардың шеттерін өңдеуге арналған құрылғы
Диаметрі 108; 133; 159; 168 мм құбырлардың жиектерін өңдеуге арналған құрылғы	1,6	0,5	3	0,27
Диаметрі 108-159 мм құбырларды бүгуге арналған жартылай автомат машинка	0,4	0,4	5	0,03
Диаметрі 133-159 мм құбырларды бүгуге арналған құбырбүккіш білдек
Диаметрі 133-159 мм құбырларға арналған фрезасы бар жүз алғыш	1,6	0,5	3	0,27
Диаметрі 32-159 мм құбырлардың жүздерін алуға және шөркелеуге арналған құрылғы
Диаметрі 133 мм құбырларды кесуге арналған құрылғы	0,8	0,5	3	0,13
Диаметрі 159-426 мм құбырларды кесуге арналған құрылғы	0,8	0,5	3	0,13
Диаметрі 108-168 219-273 325-426 мм құбырларды орталықтандыруға және тұтастыруға арналған құрылғы	3,2 3,2 3,2	0,7 0,7 0,7	1 1 1	2,14 2,14 2,14
Сақиналарды жасауға арналған құрылғы	3,2	0,7	2	1,07
Астарлық сақиналарды бүгуге арналған біліктемдер	0,8	0,5	3	0,13
Құбыржолдардың бүгілген жерлерін КТҚ арқылы тазалауға арналған құрылғы	1,6	0,5	3	0,27
Диаметрі 219 мм коллектордан штуцерлерді қажақты дискімен кесіп қысқартуға арналған құрылғы	0,8	0,5	3	0,13
Балқытып бекіту жіктерін тазалауға арналған құрылғы	1,6	0,5	3	0,27

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 5-қосымша

Арматураны жөндеуге арналған құрылғылар

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Сүмбісі бар қақпақтарды ысырмалардың корпустарынан алуға арналған гидравликалық домкрат: Dy 100-150 мм Dy 200-300 мм	1,2 1,2	0,6 0,6	2 2	0,36 0,36
Ысырмалардың қақпақтарын шөктіруге арналған гидравликалық домкрат: Dy 100-150 мм Dy 200-350 мм	1,6 1,6	0,6 0,6	2 2	0,48 0,48
Арматураның сояуыштарын нығыздау үшін тығыздағыш сақиналарды жасауға арналған, жүк көтергіштігі 18 т арнайы гидравликалық домкрат	0,5	0,4	2	0,1
Конус үңгі	1	0,4	2	0,2
Дөңгелек металл емес төсемдерді оюға арналған құрылғы	0,8	0,4	2	0,16
Dy 10 мм вентильдердің корпустарынан тығыздағыш сақиналарды алуға арналған құрылғы	0,8	0,6	3	0,16
Dy 10 мм и Dy 20 мм вентильдердің корпустарынан тығыздағыш толтырмасы бар сояуыштарды алуға арналған құрылғы	0,8	0,4	4	0,08
Dy 125 мм және одан да көп ысырмалардың отыру орындарын сылауға арналған білдек	0,8	0,5	4	0,1
Dy 50 мм ернемекті вентильдердің ерлерін сылауға арналған құрылғы	0,8	0,4	2	0,16
Арматураның тәрелкелерін, клапандарын сылауға арналған білдек	0,8	0,4	2	0,16
Арматураның тәрелкелерін сылауға арналған құрылғы	0,8	0,4	2	0,16
Тәрелкелерді, ерлер мен жапқыштарды сылауға арналған құрылғы	0,8	0,4	2	0,16
Ысырмалардың тәрелкелерін сылауға арналған көтергіш тетігі бар құрылғы	0,8	0,4	2	0,16
Dy 110-225 мм вентильдердің ерлері мен кері клапандардың бунағына арналған құрылғы	0,5	0,4	2	0,1
Ернемексіз вентильдердің ерлерін фрезермен өңдеуге арналған құрылғы: Dy 10 мм Dy 20 мм Dy 50 мм	0,4 0,4 0,4	0,5 0,5 0,5	3 3 3	0,07 0,07 0,07
Ернемекті вентильдердің ерлерін фрезермен өңдеуге арналған құрылғы: Dy 10 мм Dy 20 мм	0,8 0,8	0,5 0,5	3 3	0,13 0,13
Dy 100 мм реттеуші және дросселді клапандардың ерлерін ажарлауға және сылауға арналған құрылғы	0,4	0,6	3	0,08
Вентильдердің ерлерін ажарлауға арналған құрылғы: Dy 10 мм Dy 20 мм	0,8 0,8	0,6 0,6	3 3	0,16 0,16
Ортатылған жерінде Dy 50 мм ернемексіз ветильдердің ерлерін ажарлауға арналған құрылғы	1,4	0,6	3	0,21
В-780у Dy 400 мм ысырмалардың ерлерін ажарлауға арналған құрылғы	0,8	0,6	3	0,16
Ысырмалар корпустарының ерлерін ажарлауға арналған құрылғы: Dy 100-200 мм Dy 225-400 мм	0,8 0,8	0,6 0,6	3 3	0,16 0,16
Тығыздағыш төлкелердің алынғышы	0,8	0,4	4	0,08

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 6-қосымша

Ауа жылытқыштарды жөндеуге арналған құрылғы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Толтырма пакеттерін алуға арналған қармау	0,6	0,3	4	0,04
Ауа жылытқыштардың құбырларын тазалауға арналған құрылғы	2	0,6	2	0,6
Ротордың баяуланған айналу жетегі	0,4	0,4	2	0,08
Ротордың ернемектерін фрезермен өңдеуге арналған құрылғы	0,7	0,3	2	0,1
РАЖ роторларындағы електерді баспақтай түсуге және престеуге арналған құрылғы	0,7	0,6	2	0,21
Құбырлардан саптамаларды алып тастауға арналған құрылғы	2	0,3	2	0,3
РАЖ жылыту толтырмасының пакеттерін тазалауға арналған стенд	0,3	0,6	5	0,04
Пакеттерді жинауға арналған стенд	0,3	0,5	5	0,03
Ротор ернемектерінің бунағына арналған суппорт	0,6	0,4	5	0,05
Радиал нығыздағыштардың жолақтарын орнатуға арналған бұрандама қысқыштар	1	0,4	8	0,05
Гидравликалық қол алынғыш	0,3	0,4	4	0,03
Қалыптарды баспақтай түсуге арналған алынғыш	0,7	0,3	4	0,05
РАЖ жоғары тірегінен мойынтіректерді алуға арналған гидравликалық алынғыш	0,3	0,3	4	0,02
Пакеттерді тасымалдауға арналған арба	0,2	0,4	5	0,02
РАЖ төменгі тірегінің мойынтіректерін бөлшектеуге арналған құрылғы	0,3	0,3	4	0,02
РАЖ білігінен мойынтіректің ішкі сақинасын алуға арналған құрылғы	0,3	0,2	3	0,02

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 7-қосымша

Айналатын қазандық тетіктерін жөндеуге арналған құрылғы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Балғалы диірмендердің соққыларын балқыма қаптауға арналған автомат	0,5	0,5	5	0,05
Мойынтіректерді индукциялық жылыту аппараты	0,3	0,4	3	0,04
Балқыма қаптау алдында соққылардың дайындамаларын тазалауға арналған бытыраағынды қондырғы	0,5	0,5	3	0,08
Шар диірмендерді қайта брондауға арналған құрылғы	0,5	0,4	5	0,04
Ш-50А және Ш-50 шар диірмендерінің тәжді тегершіктерінің диаметрі 50-70Н7 тесіктерін өңдеуге арналған білдек	0,5	0,3	3	0,05
Суппорт	1,5	0,4	5	0,12
Жартылай жалғастырғыштарды орталықтандыруға арналған қапсырмалар	2	0,4	8	0,1
Үш қалақты бұрандалы алынғыш	1	0,4	4	0,1
Біліктерден мойынтіректер мен жартылай жалғастырғыштарды алуға арналған әмбебап алынғыш
Үрлеу және диірмен желдеткіштерінің жартылай жалғастырғыштарына арналған алынғыш	1	0,4	4	0,1
Жүк көтергіштігі 50 т гидравликалық алынғыш	1	0,4	5	0,08

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 8-қосымша

Турбиналарды жөндеуге арналған құрылғылар

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Турбиналардың шеткі және диафрагмалық нығыздағыштарының бунағына арналған автоматты құрылғы	0,5	0,4	2	0,1
Теңгеруші білдек	0,3	0,2	5	0,01
Роторларды маятниктік тексеруге арналған құрылғы
Борқарнақ	0,5	0,3	5	0,03
Тіреуіштері бар борқарнақ
Гидросомын бұрағыш	0,8	0,3	2	0,12
Тойтармаларды қысып шығаруға арналған гидродомкрат	0,5	0,3	2	0,08
Бу турбиналарының дискілерінен тойтармаларды қысып шығаруға арналған гидравликалық қол құрылғы
Нығыздағыштар мен диафрагмалар құрсауларының көлденең жалғағышты қалпақшалы сомындарын алдын ала тартуға арналған арнайы кілт	0,5	0,1	2	0,03
Қайта өткізу құбырларының ернемектеріне арналған қорғау қақпағы	0,5	0,4	8	0,03
Клапандарға арналған ішкі қақпақ	0,3	0,4	8	0,01
Клапандарға арналған сыртқы қақпақ	0,3	0,4	8	0,01
Майсалқындатқышқа арналған арнайы қақпақ	0,3	0,4	8	0,01
Мойынтіректерге арналған ложементтер	0,3	0,4	6	0,02
Жалған біліккке арналған ложемент	0,5	0,4	6	0,03
Бүйір жақ реттеуші клапандардың корпустарына арналған ложемент	0,5	0,4	6	0,03
Реттеуші клапандарға арналған ложемент	0,3	0,4	8	0,01
Май станциясы	0,8	0,3	2	0,12
Пневматикалық гидрокүшейткіш	1,5	0,5	2	0,38
Пневматикалық гидротүрлендіргіш
Жылытқыштар
Роторды айналдыруға арналған сұққы	0,5	0,3	2	0,08
Турбиналардың роторларын бөлшектеуге арналған пресс	0,3	0,3	2	0,05
ЖҚР және ОҚР жалғастырғышының бұрандамаларын баспақтай түсуге арналған құрылғы	0,5	0,3	2	0,08
Жартылай жалғастырғыштардан бұрандамаларды баспақтай түсуге арналған құрылғы
Роторларды осьтік жылжытуға арналған құрылғы	0,5 0,3	0,3 0,2	3 3	0,05 0,02
Турбиналар роторларының тесіктеріндегі жүздерді алуға арналған құрылғы	0,5	0,3	5	0,03
Нығыздағыштардың кемершіктерін фрезерлеуге арналған құрылғы
Нығыздау арқылы трурбиналар цилиндрлерінің жалғағышындағы жырашақты фрезерлеуге арналған құрылғы	0,5	0,2	3	0,03
Нығыздағыштар сегменттерінің шет жақтарын фрезерлеуге арналған құрылғы	0,5	0,3	5	0,03
Жылтумен тартуға жататын түйреуіштердің ұзындығын өлшеуге арналған құрылғы	0,3	0,1	4	0,01
Турбиналар роторларының мойындарын ажарлауға арналған құрылғы	0,5	0,3	3	0,05
Сыртқы дірілді жануыштауға (роторлардың мойындарын өңдеу) арналған құрылғы
Роторлардың қалақтарын фрезерлеуге арналған құрылғы	0,5 0,3	0,6 0,2	2 3	0,15 0,02
Иілгіш нығыздау сегменттеріне арналған құрылғы	0,5	0,1	2	0,03
Жалғастырғыштардың тесіктерін өңдеуге арналған құрылғы
Берісі бар механикалық жетек
Турбиналар алғастырғыштарының тесіктерін өңдеуге арналған құрылғы	0,3 0,5	0,1 0,2	3 2	0,01 0,05
Жалғастырғыштардың тесіктерін райберлеуге арналған құрылғы	0,5	0,2	2	0,05
Турбиналар мен сорғылардың жартылай жалғастырғыштарынла біріктіруші бұрандамамен тесіктерді жонып өңдеуге арналған құрылғы
Роторды тірілтуге арналған құрылғы
Турбиналар цилиндрлерінің бунағына арналған құрылғы
Бұрғылау-фрезерлеу құрылғысы (цилиндрлер мен клапандар жалғағыштарының түйреуіштерін бұрғылау)
Құрсауларды июге арналған құрылғы	0,5	0,3	2	0,08
Ротордың орталық тесігін өңдеуге арналған құрылғы	0,3	0,1	2	0,02
Жүк түсіретін тесіктерді тазалауға арналған құрылғы (металға бақылау жүргізу кезінде)	0,3	0,1	2	0,02
Мойынтіректер ұяларының бунағына арналған құрылғы	0,3	0,3	2	0,05
Турбиналардың корпустарындағы ақауларды іріктеуге арналған құрылғы	0,3	0,4	2	0,06
Құрсау таспасын тебіндетуге арналған эксцентрикті қол пресс	0,3	0,3	2	0,05
Механикалық жетегі бар эксцентрикті пресс
ТҚ турбиналардың жұмыс доңғалақтары дискілерінен қалақтарды баспақтау түсуге арналған құрылғы	0,5 0,5	0,4 0,2	2 3	0,1 0,03
Турбиналардың нығыздағыштарындағы қылқандарын созуға арналған құрылғы	0,5	0,4	3	0,06
Нығыздағыштардың кемершіктерін өңдеуге және қылқандарды кесуге арналған құрылғы
Бу турбиналар цилиндлерінің жалғағыштарын ажарлауға арналған құрылғы	0,5	0,2	2	0,05
ЖҚЦ турбиналардың диафрагмалары мен шеткі нығыздағыштары құрсауларының отыру орындарын өңдеуге арналған құрылғы	0,5	0,4	2	0,1
Турбиналардың жартылай жалғастырғыштарындағы ойықтарды созуға арналған құрылғы (серіппелі жартылай жалғастырғыштар)	0,3	0,1	2	0,02
Нығыздағыштар сегменттері кемершіктерінің бунағына арналған білдек	0,3	0,3	5	0,02
Турбиналардың ернемектеріндегі қуыстарды фрезерлеуге арналған білдек	0,3	0,2	5	0,01
Диафрагмалар нығыздағыштарының бунағына арналған білдек	0,3	0,4	5	0,02
Құлыпты қалақтарда сұққыштар үшін тесіктерді бұрғылауға арналған бұрғылау бастиегі	0,3	0,4	2	0,06
Бу турбиналарының тұтас соғылған роторларының осьтік арнасына ультрадыбыстық іздеушіні енгізуге арналған құрылғы	0,3	0,2	2	0,03
Пневматикалық сомын бұрағышқа топсалы ұзартқыш	0,5	0,3	8	0,02
Картерлерді май мен қойыртпақтан тазартуға орналған қондырғы	0,5	0,5	3	0,08
Жетуге қиын жерлерден батпақ пен қойыртпақты кетіруге арналған қондырғы
Мойынтіректер мен жартылай жалғастырғыштарды алуға арналған әмбебап алынғыш	0,5 0,5	0,6 0,6	4 3	0,08 0,1
Қалақты аппаратты тазартуға арналған қондырғы	0,3	0,3	2	0,05
Бұрыштық бұрғылау құрылғысы (роторлардың дискілеріндегі тесіктерді өңдеу)
Роторлардағы қалақтарды нығыздауға арналған шекіме	0,5	0,3	1	0,15

	Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне
	9-қосымша

Турбиналық-қосалқы жабдықты жөндеуге арналған құрылғы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Теңгеруші білдек	0,5	0,2	5	0,02
Сорғылардың роторларына арналған теңгеруші білдек
Телескоптың жаншып қақтаулар	2,5	0,6	1	1,5
Жаншып қақтаулар
Жаншып қақтаулар
Баспақтай түсу бастиегі (конденсаторлық түтіктерді және құбырлық тақтайлардан қоңырауларды баспақтай түсу үшін)	1	0,5	2	0,25
Түтіктерді баспақтай түсуге арналған құрылғы
Эжекциялық жылытқыш	1	0,6	1	0,6
Түтіктерді механикалық тазалауға арналға эжекциялық пистолет	1	0,3	1	0,3
Диаметрі 16-30 мм түтіктерді кесіп қысқартуға арналған құрылғы	1	0,4	1	0,4
Конденсатордың түтіктерін кесіп қысқартуға арналған құрылғы
Конденсатордың түтіктерін түзетуге арналған құрылғы	1	0,3	2	0,15
Аралық білікті және сорғының білігін орталықтандыруға арналған құрылғы	0,5	0,3	1	0,15
Жүк түсіретін дискіні алуға арналған құрылғы	0,5	0,3	2	0,08
Ротормен ішкі корпусты алуға арналған құрылғы	0,5	0,3	2	0,08
Сорғының ішкі корпусын көмкеруге арналған құрылғы	0,5	0,3	2	0,08
Сорғының білігінен біріктіруші жалғастырғыштың төлкесін алуға арналған құрылғы	0,5	0,3	4	0,02
Сорғылардың жұмыс доңғалақтарының бүйір жақтарын сылауға арналған құрылғы	0,5	0,3	2	0,08
Жұмыс доңғалақтарының бүйір жақтарын ысқылағыш	0,5	0,3	2	0,08
Жұмыс доңғалағынан мойынтіректерді алуға арналған құрылғы	0,5	0,2	4	0,03
Иілгіш білігі бар үш жылдамдықты жетек (конденсаторлардың құбырларын өңдеу үшін)	1	0,4	1	0,4
Түтіктерді конденсаторға кіргізуге арналған қондырғы	0,5	0,3	2	0,08
Қол сорғысы бар гидравликалық қондырғы	0,5	0,4	2	0,1
Алынғыш	1	0,4	4	0,1

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 10-қосымша

Турбогенераторды жөндеуге арналған құрылғы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Турбогенератор роторларының гильзаларын жасауға арналған гидравликалық пресснысан	0,7	0,3	5	0,04
Сыналы домкрат	1,3	0,6	2	0,4
Құрсаулы сақиналарды жылытуға арналған индуктор	1	0,5	1	0,5
Тұтқасы ұзын кілт	1	0,3	3	0,1
Ауа саңылауын өлшеуге арналған құрылғы	0,7	0,3	10	0,02
Роторды асып қоюға арналған құрылғы	1,5	0,4	8	0,08
Газсалқындатқыштарды қысыммен тексеруге арналған құрылғы (жинақ)	0,7	0,3	5	0,04
Байланыс сақыналарының бунағына арналған құрылғы	0,7	0,3	5	0,04
Газсалқындатқыштарды монтаждауға арналған құрылғы	0,7	0,2	8	0,02
Біріктіруші шиналардың желдеткішті сынақтарына арналған құрылғы	0,7	0,3	8	0,03
Газ тығыздығына шеткі шығу жолдарын сынауға арналған құрылғы	1	0,3	5	0,06
Байланыс сақиналары жағынан роторды тіркеуге арналған құрылғы	0,7	0,3	10	0,02
Газсалқындатқыштар-дың түтіктерін жууға арналған пистолет	0,7	0,4	3	0,09
Сутегі нығыздағыштары бөлшектерінің жалғағыштарын қырып тегістеуге арналған құрылғы	1,3	0,3	5	0,08
Роторды статорға енгізуге және бұрауға арналған құрылғы	0,7	0,3	15	0,01
Ротордың құрсау сақиналарын жылытуға арналған құрылғы (стационарлық)	0,7	0,3	5	0,04
Ротордың құрсау сақинасын кигізуге және алуға арналған құрылғы	0,7	0,3	15	0,01
Желдеткішті кигізуге және алуға арналған құрылғы	0,7	0,3	25	0,01
Байланыс сақиналары төлкесінің оқшаулағышын қысыммен тексеруге арналған құрылғы	0,7	0,4	6	0,05
Ротордың тіректік дискісін ажарлауға арналған құрылғы	0,7	0,3	5	0,04
Турбогенератор роторының тіректік дискілерін өңдеуге арналған құрылғы	0,7	0,4	5	0,06
Ротор шынжырларының үрленуін бақылауға арналған құрылғы (жинақ)	0,7	0,3	8	0,03
Ротордың байланыс сақиналарын кигізуге және алуға арналған құрылғы	0,7	0,3	7	0,03
Қалқанды бұрауға арналған құрылғы	0,7	0,3	10	0,02
Турбогенератор роторының байланыс сақиналары мен тіректік тарақтарын ажарлауға арналған құрылғы	0,7	0,5	3	0,12
Ротордың тіректік тарақтарын өңдеуге арналған құрылғы
Турбогенераторды жанама салқындату роторларының шарғыларын алуға арналған құрылғы	0,7	0,3	5	0,04
Роторлы шарғылардың мысын жағуға арналған пеш	0,7	0,4	8	0,03
Тіректік дискінің қырып тегістелуін тексеруге арналған қапсырма	0,7	0,2	3	0,05
Роторлар мен құрсаулардың жартылай жалғастырғыштарын алуға арналған гидравликалық алынғыш	0,7	0,2	1	0,14
Қатты оқшаулағышты (қалыңдығы 50 мм шынытекстолитті кесуге арналған білдек	0,7	0,3	8	0,03
Газсалқындатқыштарды көмкеруге арналған арба	0,7	0,3	8	0,03
Турбогенератор роторының ойықтарын сыналау және сынамен ажыратуға арналған қондырғы	0,7	0,4	3	0,09

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 11-қосымша

Механикаландырылғын пневматикалық қол құралы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Пневматикалық тік қол сомын бұрағыш	0,2	0,5	1,5	0,07
Пневматикалық бұранда кескіш қол машина	0,08	0,5	1,5	0,03
Пневматикалық бұрғылау тік қол машина	0,36	0,5	1,5	0,12
Пневматикалық тік ажарлағыш қол машина	0,64	0,5	1,5	0,21
Пневматикалық ажарлағыш шетжақ қол машина	0,64	0,5	1,5	0,21
Шойбалға	0,36	0,6	1,5	0,14
Пневматикалық шабатын қол қайшы	0,12	0,5	1,5	0,04
Пневматикалық бүріккіш	0,08	0,6	1,5	0,03
Арынды резеңке түтіктер	60 м	1,0	1	60 м
Пневматикалық сомын бұрағышқа топсалы ұзартқыш	0,2	0,5	1,5	0,07

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 12-қосымша

Электрлендірілген механикаландырылғын қол құралы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Электрлендірілген құралдың қуат көзін түрлендіргіштің бос жүрісінің кернеуін ажыратуға арналған автомат	1,2	0,9	2	0,54
Резеңке оқшаулағышы бар иілгіш кәбіл	10 м	1,0	1	10 м
Электр бұрғылау қол машинасы	0,56	0,5	1,5	0,19
Электр тік ажарлағыш қол машинасы	0,32	0,5	1,5	0,11
Иілгіш білігі бар электр ажарлағыш қол машинасы	0,24	0,5	1,5	0,08
Қайшы	0,24	0,5	3	0,04
Токтың жиілігін түрлендіргіш	0,48	0,5	2	0,12
Үш полюсті электр ашалық қосылыс	1,52	1,0	-	1,52
Электр қорғау-ажырату құрылғысы	0,14	0,97	2	0,07

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 13-қосымша

Қол және кесу құралы

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Слесарлық тескіштер	0,8	0,8	0,5	0,13
Құралға арналған айналтұтқалар	1	0,8	1,5	0,5
Дөңгелек бұранда кескіштерге арналған айналтұтқалар	1	0,8	1,5	0,5
Құралдарды сынамен бекітуге арналған, ойығы бар өтпелі төлкелер	0,9	1	1	0,9
Құралдарды бекітуге арналған, конус қосымшасы бар өтпелі төлкелер	0,9	1	1	0,9
Қол бұрғы	0,4	0,5	1	0,2
Пневматикалық балғаларға екіжақты қайралған кескіш	0,4	0,6	0,5	0,12
Слесарлық кескіш	4	0,5	0,5	1
Ұсталық зілбалға	0,7	0,8	2,0	0,28
Қорғасын зілбалға	0,2	0,5	1,0	0,1
Белгісалғыш	1,5	0,8	0,5	0,6
Крейцмейсель	0,5	0,5	0,5	0,5
Жұтқыншағы ашық сомын кілттер
біржақты	5	0,9	1	4,5
екіжақты	5	0,9	1	4,5
S = 32-160 мм "Жұлдызша" кілттері	0,5	0,7	1	0,35
Иінді сақиналы екіжақты сомын кілттер	1	0,4	2	0,2
Құрамдастырылған сомын кілттер	1	0,4	2	0,2
Бүйірлі сомын кілттер	1	0,5	1,5	0,3
Зырылдауық кілттер	0,8	0,2	2	0,08
Бағалы құбырлық кілттер	0,2	0,5	2	0,5
Жұтқыншағы ашық қысқартылған біржақты сомын кілттер	1	0,5	1,5	0,3
Бүйірлі кілттер	0,4	0,5	2	0,1
Ажыратқыш сомын кілттер	0,4	0,3	2	0,06
Дөңгелек оймакілтекті сомындарға арналған кілттер	0,4	0,5	2	0,1
Иінтіректі құбырлық кілттер	0,6	0,4	1,5	0,16
Құбырлық кілт	0,5	0,5	2	0,12
Әріптік және цифрлық қол таңбалар (жинақ)	0,3	1	1	0,3
Ішкі алты қырлы кілті бар бүйірлі біржақты сомын кілттер	0,2	0,2	3	0,01
Ішкі алты қырлы кілті бар бүйірлі екіжақты сомын кілттер	0,2	0,2	3	0,01
Дөңгелек атауыз	0,4	0,5	1,5	0,13
Бүйірлі тістеуіктер	0,4	0,4	1,5	0,1
Ажарлағыш шеңберлер	4	-	-	4
Кескінді шеңберлер	6	-	-	6
Болат құрылыс сынығы	0,8	0,7	1,5	0,37
Слесарлық балға	4	0,8	2	1,6
Реттелетін белгілеуіш	0,3	0,8	1	0,24
Машиналық-қол белгілеуіштер	7	-	-	7
Белгілеуішті ұстағыш	0,6	0,9	1	0,54
Егеулер: жазық дөңгелек үш қырлы төртбұрыш жартылай дөңгелек	8 3 3 2 2	- - - - -	- - - - -	8 3 3 2 2
Қылауықтар	3	-	-	3
Монтерлік пышақ	0,5	0,8	1	0,4
Монтерлік құралдар жиынтығы	1	0,8	1	0,8
Металды кесуге арналған қол қайшы	0,5	0,8	2	0,2
Слесарлық-монтаждау бұрағышы	3	0,6	1	1,8
Конус жақтау	0,2	0,8	1	0,16
Тістеуік	1	0,8	1	0,8
Ағашты арамен кесуге арналған дөңгелек жазық аралар	0,1	0,6	0,5	0,12
Реттелетін бұранда кескіш	0,3	0,8	1	0,24
Дөңгелек бұранда кескіштер	3	-	-	3
Бұранда кескішті ұстағыш	0,6	0,9	1	0,54
Атауыз	0,5	0,6	1,5	0,2
Құрамдастырылған атауыз	1	0,6	1,5	0,4
Металға арналған аралау төсемі	30	-	-	30
Аралау қол жиектемесі	1	0,8	2	0,4
Цилиндрлі қол қашау	4	-	-	4
Тез кесетін болаттан жасалған токарлық қиып кесетін және кесетін кескіш	2	-	-	2
Кесетін кескіш	2	-	-	2
Шиыршық бұрғы	8	-	-	8
Жазық және жартылай дөңгелек қашаулар	0,1	0,3	1	0,03
Қол қысқыш	0,3	0,9	3	0,09
Қол жетегі бар слесарлық қысқыш	0,3	0,9	3	0,09
Саусақты жонғыш	1	-	-	1
Бүйірлі жонғыш	1	-	-	1
Белгілегіш циркуль	0,5	0,9	3	0,15
Слесарлық безеу	0,8	0,5	1,5	0,21
Сызғыш	1,5	0,8	2	0,6
Пластиналары бар қырнауышты ұстағыш	1	0,9	1	0,9
Қол қырнауыш	1	0,9	1	0,9
Нығыздағыш тарақтарды өткірлеуге арналған арнайы қырнауыш	1	0,9	1	0,9
Мыс қаққы	5	-	-	5

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 14-қосымша

Бақылау-өлшеу құралы мен аспаптары

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Дірілжазғыш	0,1	0,2	3	0,01
Вискозөлшегіш	0,1	0,2	3	0,01
Газ талдауыш	0,1	0,4	3	0,01
Микрометриялық тереңдік өлшегіш	0,5	0,5	5	0,05
Дірілді өлшемдерді өлшеуіш	0,1	0,5	2	0,03
Қысым бағасы 0,001 және 0,002 мм көп айналымды индикатор	0,1	0,2	5	0,01
Қысым бағасы 0,01 мм сағаттық типтегі индикатор	0,5	0,5	5	0,05
Электр өлшейтін қысқаш	0,2	0,4	5	0,02
Өлшеу аспаптарының жинағы: амперметр, вольтметр, ваттметр, трансформаторлар блогы, ауыстырып-қосқыш	0,4	0,2	5	0,02
Кронциркуль	0,2	0,5	2	0,5
Ұзындығы 200 400 500 600 1000 мм металдан жасалған өлшеу сызғышы	0,4 0,4 0,4 0,3 0,3	0,5 0,5 0,5 0,5 0,5	2 2 2 2 2	0,1 0,1 0,1 0,08 0,08
Тексеру сызғышы	0,2	0,5	2	0,05
Жиналмалы лупа	0,3	0,5	7	0,02
Саралаушы манометр	0,2	1,0	0,5	0,4
Манометрлер, вакуум өлшегіштер, мановакуум өлшегіштер, арын өлшегіштер	0,3	1	0,5	0,6
Абсолютті қысым манометрлері және мановакуум өлшегіштер
Жазық-паралелль ұзындық өлшем бірліктері (жиынтық)	0,2	0,8	1	0,16
Жиналмалы металл метр өлшеуіш	2	0,5	1	1,0
Иінтіректі микрометр	0,4	0,3	2	0,06
Қысым бағасы 0,01 мм микрометр	1	0,5	4	0,12
Қосарлы белдік	0,1	0,3	5	0,01
Жазық-паралелль тақтайшалардың жиынтығы	0,1	0,2	2	0,01
Индикаторлық іш өлшеуіш	0,2	0,5	3	0,03
Микрометриялық іш өлшеуіш	0,4	0,5	3	0,07
Тексеру және белгі салу тақталары, мм: 400х400 630х400 1000х630	0,1 0,1 0,2	0,5 0,5 0,5	10 10 10	0,01 0,01 0,01
Өлшеу теңдестіруші аспап	0,1	0,2	3	0,01
Турбиналардың жұмыс қалақтарының дірілді сынақтарына арналған аспап	0,1	0,5	3	0,02
Потенциометр	0,2	0,8	2	0,08
Тексеру, белгі салу призмалары	0,1	0,2	-	0,1
Өлшеуге арналған металл өлшеуіш	0,2	0,7	1	0,14
Механикалық секунд өлшеуіш	0,1	0,5	3	0,02
Есептеуші құрылғысы бар қапсырмалар	0,2	0,4	3	0,03
Өлшеу бастиектеріне арналған тіреулер және тағандар	0,3	0,5	5	0,03
Тахометр	0,1	0,5	5	0,01
Терможұп	0,5	0,9	1	0,45
Нониусы бар бұрыш өлшеуіш	0,2	0,5	3	0,03
90 тексеру бұрыштығы	0,6	0,5	3	0,1
Бақылау деңгейі	0,2	0,5	3	0,03
Жиектемелі және білеу деңгей	0,4	0,5	3	0,07
Ампуланы микрометриялық беруі бар деңгей	0,1	0,5	2	0,02
Бұрандалы қалып (жинақ)	0,2	0,5	3	0,03
Штангентереңдік өлшегіш	0,1	0,2	3	0,01
Штангенрейсмасс	0,1	0,5	3	0,02
Штангенциркуль	2	0,5	5	0,2
Қуыс бұрғылар (жиынтық)	1	0,5	1	0,5
Сыналы қуыс бұрғы	0,3	0,5	2	0,08

Гидроэлектр станцияларына жөндеу-пайдалану қызметін көрсету үшін шағын механикаландыру құралдарына, механикаландырылған қол құрал-саймандарына және арнайы керек-жарақтарға қажеттілік нормаларын есептеу әдістемесіне 15-қосымша

Металдың ақаукөргіштігіне арналған аспаптар

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Рентгендік аппарат	2	0,5	5	0,2
Металдағы жарықшақтарды табуға арналған жоғары жиілікті дефектоскоп	2	0,5	2	0,5
Магнитографиялық дефектоскоп	2	0,5	5	0,2
Ультрадыбыстық дефектоскоп	2	0,2	3	0,13
Феррозонд магнит өлшеуіш	3	0,8	5	0,05
Жарықшақтарды өлшеуге арналған аспап	2	0,3	2	0,3
Құбырлар қабырғаларының қалыңдығын өлшеуге арналған аспап	2	0,3	2	0,3
Стилоскоп	2	0,5	5	0,2

Гидроэлектр станцияларына
жөндеу-пайдалану
қызметін көрсету үшін шағын
механикаландыру құралдарына,
механикаландырылған қол
құрал-саймандарына
және арнайы керек-жарақтарға
қажеттілік нормаларын есептеу
әдістемесіне
16-қосымша

Әртүрлі мақсаттағы тетіктер

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Баспақтай түсетін бастиек	0,2	0,6	4	0,03
Жалпы мақсаттағы динамометр	0,08	0,6	4	0,01
Қалыңдығы 10 мм-ге дейінгі табақ металды кесуге арналған шағын габаритті пресс-қайшы	0,1	0,6 .	5	0,01
Табақты және жақсы сұрыпталған прокат құбырларын бүгуге арналған құрылғы	0,05	0,3	10	0,001
Бұрғылау-фрезерлеу құрылғысы	0,25	0,5	4	0,03
Бұрғылау үстел білдегі
Бұрғылау-фрезерлеу қозғалмалы білдегі
Қайрайтын-ажарлағыш білдек	0,2	0,5	3	0,03
Қайрайтын екіжақты білдек	0,2	0,5	3	0,03

Гидроэлектр станцияларына
жөндеу-пайдалану
қызметін көрсету үшін шағын
механикаландыру құралдарына,
механикаландырылған қол
құрал-саймандарына
және арнайы керек-жарақтарға
қажеттілік нормаларын есептеу
әдістемесіне
17-қосымша

Жеке қорғау құралдары

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Диэлектрлік кебістер және резеңке етік	1,8	0,8	1	1,44
Құрылыс каскасы	10	0,8	1	8
Диэлектрлік резеңке кілем	1,8	0,8	3	0,48
Газбен балқытып бекітушінің көзілдірігі	4	0,8	1	3,2
Қорғау көзілдірігі	2,4	0,8	1	1,92
Резеңке қолғап	1,4	-	-	1,4
Диэлектрлік резеңке қолғап	1,4	-	-	1,4
Электр беру ауа желілеріне арналған монтерлік сақтандырғыш белбеу	1,8	0,8	1,5	0,96
Респиратор	4	1,0	2	2
Арнайы биалай	10	0,9	1	9
Резеңке етік	0,5	0,3	0,5	0,3
Қозғалмалы қол шамдал (12 В)	1,6	0,8	1	1,28
Балқытып бекітушілерге арналған әйнек	4	1,0	1	4
Сумен-ауамен себезгілеу қондырғысы	0,1	0,6	4	0,02
Электрмен балқытып бекітушілерген арналған қорғау қалқаншалары	1,2	1	1	1,2

Гидроэлектр станцияларына
жөндеу-пайдалану
қызметін көрсету үшін шағын
механикаландыру құралдарына,
механикаландырылған қол
құрал-саймандарына
және арнайы керек-жарақтарға
қажеттілік нормаларын есептеу
әдістемесіне
18-қосымша

Әртүрлі мақсаттағы мүкәммал

Атауы	10 адамға арналған жарақтың саны, дана	Пайдалану коэффициенті	Қызмет ету мерзімі, жыл	Бір күрделі жөндеудің орнын толтыру, дана
Дәріқұты	0,2	1,0	1	0,2
Ажарлағыш кесек	1,8	1,0	-	1,8
Шелек	0,6	1,0	1	0,6
Слесарлық верстак	1	1	5	0,2
Ашалар, розеткалар	0,68	1,0	-	0,68
Құйғыш	0,2	0,8	1	0,16
Қозғалмалы қол көрік	0,4	0,5	1	0,2
Ысқыш	1,14	0,2	0,5	0,45
Аспалы құлып	0,2	1,0	1	0,2
Бітеуіш	0,24	0,6	1	0,14
Тігін қол инелері	2	1,0	-	2
Құрсаулау инесі	0,5	0,9	-	0,45
Болат арқан	30 м	0,2	-	6
Ағаш сына	5	-	-	5
Малярлық қылауыштар мен щеткалар	1,2	-	-	1,2
Ағаш балға	0,7	0,5	0,5	0,7
Бригадалық құралдарды сақтауға арналған контейнер	1	0,8	4	0,2
Металл бұйыдарды өңдеуге арналған киіз дөңгелек	0,63	0,8	1	0,5
Күрек	0,4	0,5	1	0,2
Дәнекерлейтін шам	0,2	1	2	0,1
Белгі салуға арналған бор	10	0,5	-	5
Шеге суырғыш балға	0,25	0,5	1	0,13
Болат төс	0,08	0,5	10	0,004
Тігін қайшысы	0,32	0,3	1	0,09
Құрылыс тіктеуіші	0,7	0,5	2	0,18
Бүріккіш	0,13	0,3	3	0,01
Резеңке түтіктерген арналған бекіту құрылғысы	0,2	0,2	1	0,04
Шыны кесуші	0,25	0,8	1	0,2
Стетоскоп	0,2	0,6	3	0,04
Ағаш ұсталық балға	0,84	0,5	1	0,42
Электр қалта шамы	1	0,5	-	0,5
Монтерлік біз	0,2	0,3	1	0,06
Матадан жасалған ажарлағыш қабықша	10 м	-	-	10 м
Қағаздан жасалған ажарлағыш қабықша	10 м	-	-	10 м
Сояуышты майлайтын шприц	0,2	0,8	1	0,16

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 14-қосымша

330-1150 киловольт электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1 тарау. Жалпы ережелер

1. Осы 330-1150 киловольт (бұдан әрі – кВ) электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

Әдістемелік нұсқаулар шағын стансаларында және электр стансаларында ашық таратқыш құрылғыларында (бұдан әрі – АТҚ) автотрасформаторлар (трансформаторлар) және бір фазалы бірліктен үш фазалы топ түрінде орындалған тұйықтағыш реакторлардың 330-1150 кВ толық емес фазада жұмыс режимін қолдану бойынша негізгі ережелерді қамтиды.

2. Әдістемелік нұсқаулар электр энергетика саласындағы жобалық, ғылыми және пайдаланушы ұйымдардың персоналдарына арналған. Шағын стансаларды жобалау кезінде олар тек АТҚ –ның жекелеген конструкияларын немесе оның жерге қосу құрылғысын таңдаған кезде, коммутациялық аппараттармен басқару схемасын және осындай режимдерді қолдану мүмкіндігін қамтамасыз ету мақсатында реле аппаратураларын таңдаған кезде қолданылады.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) толық фазалы емес режим –барлық фазамен емес жоғары кернеу (бұдан әрі-ЖК) немесе орташа кернеу (бұдан әрі-ОК) жағы ажыратылғанда (немесе қосылғанда) пайда болатын режим.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

4. Осы Әдістемелік нұсқауларда ұсынылатын іс-шаралар, бұл режимдер электр қондырғыларын ауыстырып қосу процесінде немесе реле қорғау және автоматика құрылығыларының әрекетінде күтпеген жерден пайда болатындықтан алдын ала дайындалады (толық емес фазалы режимдерді пайдаланғанға дейін).

5. Төменде көрсетілген персоналдардың әрекеттер көлемінде, толық емес фазалы режимнің оны нашар жағдайларда іске асыруда жүзеге асыру бойынша жұмыстар көзделеді.

6. Автотрасформаторларды (бұдан әрі - АТ) және тұйықтағыш реакторларды (бұдан әрі - ТР) 330-1150 кВ кернеумен электр желілерінде толық емес фазалы жұмыс режимдерін қолданудың негізгі мақсаты жабдықтың фазаын жоспарлы және авариядан кейін жөндеуге шығарған кезде тұтынушыларды электрмен жабдықтаудың сенімділігін сақтап қалы болып табылады.

7. Толық емес фазалы автотрасформаторларды және тұйықтағыш реакторларды қолдану 330, 500, 750 және 1150 кВ жабдықтың бір фазалық бірліктен үш фазалы топтармен шағын стансаларға арналған.

8. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай анықтау тәртібі келтіріледі:

1) осындай режимдерді қолдануды шектеуіш симметриялық емес паратмерлер және шарттар;

2) электр стансалардың, қауіпті және байланыс желісінің әсерін кедергі келтіретін генераторларының шамадан тыс артуы, мүмкіндігі сымдарды оқшаулағыштар тізбегінің тұйықтауышының ұшқын аралығында доғаның жануын және жабу мүмкіндігі, реле қорғауын және автоматиканы, жерге қосатын құрылғылардың электр қауіпсіздігі және термиялық тұрақтылығын күйге келтіру;

3) автотрансформатордың айналу коэффициенттердің фазалық өзгеру жолымен пайда болған симметриялық емес режимде симметриялауды қолдану мүмкіндігі;

4) шағын стансалардың және желілердің кернеуінің жоғарылауынан қорғауды қамтамасыз ету бойынша қосымша іс-шаралар.

9. Автотрансформатордың және тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдануды қамтамасыз ететін, іс-шараларды әзірлеу кезінде, электр желілерінің жұмыстарының қалыпты, апаттан кейінгі және жөндеу схемалары және жедел және осы және желі бойынша көршілес шағын стансалардың апатты ауыстыру кезінде ШС өзгеру схемалары қарастырылады.

10. Автотрансформатордың және тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерінің ұзақтығы бірнеше сағаттардан (резервтік фазаны ауыстыру кезінде) немесе бірнеше айлардан (зақымдалған фазаны зауыттық жөндеу кезінде және резервтік болмағанда) тұрады.

11. Автотрансформатордың және тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерінің шегін бағалау кезінде жабдық орналасқан шағын стансадағы симметриялық емес параметр есептеледі және одан шығатын желі бойындағы, және генераторлардың жұмыс шарттары бойынша олардың шектеуімен, әуе желілерімен (бұдан әрі - ӘЖ) жоғары кернеуден жоғары (бұдан әрі- ЖКЖ) жақындалған әсері немесе реле қорғаудың жұмыс сенімділігі, шағын стансалардың таратқыш құрылғыларының жерге қосатын құрылғыларының электр қауіпсіздік және термиялық тұрақтылығымен қиылысатын байланысы желісімен (бұдан әрі - ЖҚ) салыстырылады.

12. Электр энергиясы сапасының, симметриялық емес параметрдің мүмкін болатын өзгерістері және қуатты және автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық емес фазалы жұмыс режимдерін қабылдайтын кәсіпорын желілерімен көршілес желілерге арналған электр энергияларын қосымша жоғалту, олардың иелерімен келісіледі және электр энергиясына арналға есептер туралы шарттардың тиісті тармақтарында айтылады.

2 тарау. Автотрансформатор (трансформаторлар) немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдері кезінде симметриялы емес параметрді анықтау

13. Автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдану үшін төмендегі орындалады:

1) толық емес фаза санымен жұмыс істейтін, автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлармен шағын станса аймағында электр желісі фрагментінің алғашқы есептеу схемасы жасалады.

Тұйықтаушы реакторге қолданылатын фрагмент шекаралары қарастырылатын шағын стансадан тарайтын, электр бергіш желінің қарама қарсы ұшына қосылған, шағын стансалар анықтайды.

Қарастырылатын шағын стансадан немесе электр стансасының таратқыш құрылғысынан (бұдан әрі -ТҚ) тарайтын, желінің қарама қарсы ұшына қосылған автотрансформатор – шағын стансаларға және ТҚ қолданылатын;

2) есептеу схемасында (автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдану кезеңінде энергия жүйесінің жұмыс шарттары бойынша) автотрансформатордың, генераторлардың және әуе желілерінің ең кіші көлемі қабылданады.

Толық емес фаза ұзақ уақыт болғанда, жекелеген желілерді, автотрансформаторды немесе толық фазалы емес режимде жұмыс істейтін және олардың ішінен ең аз бойылық индуктивті қарсыласуға ие жабдықтармен шағын стансаға жанасатын электр стансаларының генераторларын кезектесіп ажырату схемасы қарастырылады;

3) желінің қабылданған фрагменті үшін ауыстырудың есепті схемасы жасалады. Шектегі шағын стансаға жанасатын электр желесінің есепті фрагментінің шекарасының бір бөлігі, шағын стансалардағы қысқа тұйықталу (бұдан әрі – қысқа тұйықталу) кезінде және электр қозғаушы күшпен (бұдан әрі - ЭҚК) тікелей тізбек бойынша ең үлкен жұмыс кернеуіне тең (модуль бойынша) анықталған тікелей, кері және нөлдік тізбектің балама индуктивті қарсыласуымен ұсынылады.

Ауыстыру схемасын жасау кезінде тұйықтаушы реакторлардың немесе автотрансформатордың (жүктемемен ауыстырып қосқышты реттеу бағытын ескеріп (бұдан әрі - АҚР)) электр параметрінің паспорттық мәндері және әуе желілеріне арналған параметрінің есепті мәндері пайдаланылады;

4) автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдері кезінде токтың және кернеудің есептері тармақталмаған желіде талдау тәсілімен, осы Әдістемелік нұсқауларда 1-қосымшадағы 3-кестеге сәйкес келтірілген қатынасты пайдалана отырып орындалады. Z₁, Z₂, Z₀ –тікелей, кері және нөлдік тізбектің ажырауы нәтижесіне қатысты схеманың балама қарсыласуы, Е₁ – ауыстыру схемасын тізбектеп-пареллельді айналдыру жолымен алынған осы тікелей тізбек бойынша осы нәтижелерге қатысты желінің балама ЭҚК.

Ауыстыру схемасын кері өрістету кезінде олардың элементтері бойынша ток және кернеудің таратылуын алады – желінің тармақталған схемасы және күрделі симметриялы емес режимдерде және автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерінде желі жұмысы тәртібінде симметриялау есебін қолданғанда жасалған ауыстыру схемасы бойынша қолмен немесе осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшада жазылған электронды-есептегіш машинаға арналған бағдарлама бойынша орындалады.

14. Есептеу кезінде фаза және тізбек бойынша ток және кернеуді анықтайды:

1) басында және аяғында, жекелеген жағдайларда және желенің аралық нүктелерінде, алдымен жабдықтың толық емес фазалы жұмыс тәртібімен шағын стансадан шығатындарды;

2) автотрансформатордың (трансформаторлардың) жоғарғы, орташа және төменгі кернеу орамаларында;

3) генераторлардың шығуларында.

15. Есептеу схемасының шекараларында шағын стансалардың автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың нейтралдары арқылы ток анықталады.

16. Жабдықтың толық фазалы емес жұмыс режимін қолданғанға дейін, жақын маңдағы генераторалардың шығуларында кері тізбектің тогы және кернеу, нөлді және кері тізбектік желіден шығатын бастапқы және соңғы ток және кернеу режимдерін қолдану мүмкіндігін шектеуді тудыратын схема элементтері үшін симметриялы емес параметрдің мәндері өлшенеді.

Барлық тізбектер бойынша токты және кернеуді өлшеу өлшеуіш трансформаторлардың екінші шынжырларына қосылған электр энергиясын сапасын талдау құралының көмегімен жүргізіледі.

Орташа өлшенген квадраттық мәндер (квадраттар сомасынан квадрат түбірі) жабдықтың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдану кезінде тиісті тізбектер үшін есепті мәндермен қосылады. Симметриялы емес параметрдің алынған есепті мәндері релелік қорғау үшін әрі қарай шектеуді және күйді талдау үшін пайдаланылады.

3 тарау.Автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлар жұмыс режимдерінде электр желілеріндегі симметриялы емес төмендету тәсілдері

17. Автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдану кезінде шектеулі немесе бұл рете симметриялы емес пайда болған параметр шекті мәннен артық деп қоланылмайды, желі режимдері және электр желілерін симметриялау тәсілдері қолданылады:

1) автотрансформатор трансформациясының коэффициенттерінің фаза бойынша өзгеруі;

2) тұйықтаушы реакторларды толық фазалы емес режимге ауыстыру.

18. Тұйықтаушы реакторларды толық фазалы емес режимге ауыстыру, егер автотрансформаторалардың РПН сенімсіздігінен немесе трансформацияның коэффициентінің фаза бойынша өзгеруі жеткіліксіз болса, режимді симметриялау үшін автотрансформаторға қосылған толық фазалы емес желіні қолданады. Тұйықтаушы реакторларды толық фазалы емес жұмыс режимінде тәсіл желі аяғындағы қарама қарсы шағын стансада қолданылады.

19. Алыстағы шағын стансаларда симметриялауды осы шағын станса және жабдықтың толық фазалы емес жұмыс режиміндегі шағын станса арасындағы желі бойындағы кері және нөлдік тізбек тегі токты төмендету үшін қолданылады.

20. Техникалық мүмкін болатын шектерде трансформацияның коэффициентін фаза бойынша реттеу жолымен, толық фазалы емес автотранспортқа қосылған РПН реттеу оның ең жоғары жүктемесінде симметриялы емес параметр мәні 15 - 25% төмендейді. Бұл ретте желідегі және автотрансформатордағы және ЖК тарапындағы симметриялы емес кернеудегі нөлдік тізбектің тогын төмендету үшін трансформация коэффициенті (ОК-ді ЖК-ге) қалыс қалған ажыратылған фазаға ұлғайтылады немесе озып кеткеніне азайтылады.

21. Кернеуден жоғары желідегі кері тізбектің тогын және кернеуін және автотрансформатордың орташа кернеу орамасындағы кері тізбектің кернеуін төмендету үшін осы Әдістемелік нұсқаулардың 19-тармағына сәйкес трансформация коэффициенттерінің кері өзгерісі жүргізіледі.

22. Орама нәтижесіндегі кері тізбектің кернеуін 30-35% төмендету үшін толық фазалы емес режимде жұмыс істейтін, автотрансформатордың қосылған екі фазасында да трансформация (ЖК-ді ОК-ге) коэффициенттерін бірдей төмендету қолданылады.

23. Тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде симметриялау сол шағын стансадағы кері бұрылатын желінің ұзындығына және осы нүктеде энерго жүйе тарапынан жанасатын қысқа тұйықталудың толықтыру күшіне байланысты автотрансформатордың трансформациялау коэффициенттерін фаза бойынша өзгерту жолымен жүзеге асырылады. Бұл кері және нөлдік тізбектің тогын және кернеуін 25 - 50% төмендетеді.

24. Трансформацияның тұйықтаушы реакторы ажыратылған фазада ғана коэффициенттердің өзгеруі кезінде, автотрансформатордың екі жағынан да тізбек бойынша кернеу және ток қарама қарсы өзгереді, жоғары кернеудегі орама жағынан симметриялы емес параметрді төмендету кезінде олар орташа кернеу орамасы жағынан жоғарылайды және керісінше.

25. Жоғары кернеудегі орама жағынан симметриялы емес параметр мәндерін төмендету үшін орташа кернеу орамасы жағынан бірнеше аздап жоғарылауда трансформацияның қосылған фазаындағы коэффициенттерді ұлғайту ұсынылады.Бұл ретте ораманың орташа кернеу жағынан қосылған фазадағы кернеу төмендейді, ал жоғарыда – төмендейді.

Тұйықтаушы реактордың екі фазасын ажыратқанда трансформациялау коэффициентін фаза бойынша реттеп симметриялау кезінде фаза және тізбек бойынша симметриялы емес параметрдің өзгеру заңдылығы жоғарыда айтылғанмен ұқсас.

26. Автотрансформатордың толық фазалы емес электр желісіндегі тәртібінде симметриялау үшін тұйықтаушы реактордың осы нүктеде орнатылған автотрансформатор фазаымен қосылған фаза желілеріндегі оның бір фазасын ажырату жолымен толық емес фазаны қосу пайдаланылады.

Бұл осы нүктедегі кері тізбекті кернеу және токты 15 - 25% төмендетеді.

4 тарау. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмысында электр желілерінің жұмыс режимдерін қамтамасыз ету бойынша нұсқаулар

1 параграф. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмысында электр стансаларының генераторларының және электр энергияларының қабылдағыштарының жұмыс шарттарын қамтамасыз ету бойынша нұсқаулар

27. Автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдану алдында осы шағын стансада, алдымен жақын маңдағы электр стансаның генераторларының шығуларында кері тізбектің токтың мәні бойынша пайда болатын симметриялы емес токтың және кернеудің шектілігі тексеріледі.

28. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 мамырдағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес турбогенераторлар үшін – номиналдыдан 12 % аспайтын және синхронды өтемдеуіштер мен дизель-генераторлар үшін 20 % аспайтын фазада теңсіз токпен ұзақ жұмыс істеуге рұқсат етіледі.

Статор орамасы жанама әуеде салқындату жүйесімен гидрогенераторлар үшін генераторлардың қуаты 125 мега Вольт Ампер (бұдан әрі - MB*А) болғанда фазадағы токдың 20% айырмашылығы рұқсат етіледі және 15% - қуаты 125 MB*А жоғары кезде.

Статор орамы тікелей сумен салқындайтын гидрогенераторлар үшін фазадағы токдың 10% айырмашылығы рұқсат етіледі.

Тиісті қолданыстағы зауыттық нұсқаулықтарға сәйкес кері тізбек токдың мәні турбогенераторлар үшін 5% кіші және гидрогенераторлар үшін 10% олардың ұзақ жұмысы кезінде қауіпті болып саналмайды.

29. Симметриялы емес параметр мәндерінің есебі жабдықтың толық фазалы емес жұмыс режимін пайдалану кезеңінде электр станциялардың қосылған генераторларының ең кіші және ең жоғары кезінде жүргізіледі және осы деректер бойынша желінің қалыпты және жөндеу жүйесіне арналған қосылған генераторлардың санынан симметриялы емес параметр мәнінің тәуелділігі жасалады.

30. Алынған симметриялық емес параметр осы Әдістемелік нұсқаулардың 28-тармағына сәйкес шектеулермен салыстырылады және генераторлардың ең кіші саны және автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың симметриялы емес генераторарының жұмыс шарты бойынша рұқсат етілген ең жоғары жүктеме анықталады.

31. Турбогенераторлардың кері тізбекті тогын есептек кезінде генераторлардың осы тізбегіне арналған үлкен дәлдік және есепті токды төмендету үшін ауыстырудың есепті схемасында ауыпалы қарсыласудан X"_d. шамамен 1,22 тең жоғары кері тізбектің индутивті қарсыласуы ескеріледі.

Басқа жағдайларда қарсыласудың ауысудан жоғары теңдігі және кері тізбектің қарсыласуы қабылданады.

32. Егер кері тізбек тогы немесе фазалық токдың айырмашылығы генераторларға арналған рұқсат етілген деңгейден асса, онда оларды төмендету жолдары қрастырылады:

1) жабдықты толық фазалы емес қосу және генераторлар арасындағы тізбектің индуктивті қарсыласуының ұлғаюы;

2) желінің басқа бөлігінің индуктивті қарсыласуының төмендеуі жабдықты толық фазалы емес қосу орнына қатысты параллельді желілерді және автотрансформаторды қосу жолымен, оның ішінде қашықтықтағы шағын стансаларда да;

3) жоғарыда көрсетілген желі бөліктерінің барлық үш фазасында автотрансформатордың траснформациясының коэффициенттерін төмендету;

4) қалыпты режимді автотрансформатордың трасформациясының коэффициенттерін жабдықты толық фазалы емес қосумен бірге фаза бойынша реттеу жолымен симметриялық;

5) параллель жұмыс істейтін генераторлардың санын ұлғайту.

33. Егер автотрансформаторды толық фазалы емес қосу кезінде, осы Әдістемелік нұсқаулардың 32-тармағына сәйкес, көрсетілген іс-шаралармен симметриялы емес параметрді талап етілгенге дейін төмендету мүмкін емес болса, ол арқылы берілетін актив күшін төмендеу жүргізіледі.

34. Электр стансаның генераторларына арналған жұмысты шектеу мына формула бойынша кері тізбек тогы бойынша бақыланады:

(1)

мұндағы t – уақыт, секунд (бұдан әрі – сек.):

А – генератор типінен тәуелді болатын тұрақты шама;

I₂ – генератордың қалыпты тогынан бөлігіндегі кері тізбек тогы.

35. Жабдықтың толық фазалы емес жұмыс режимімен шағын станциядар дискісіне қосылған I және II санатты электр энергиясының қабылдағыштары үшін немесе олармен көршілес, кері және нөлдік тізбек бойынша коэффициенттердің мәндері тұтынушылардың тікелей дөңгелектегі кернеуі қалыптыдан аспайды (әрбір тәулік бойына 0,95 ықтималдықпен) 2% және ең жоғары (тәуліктің басқа бөлігі) 4%. Автотрансформатордың толық фазалы емес жұмыс режимінде кері және нөлдік тізбек бойынша қалыпты 4% және ең жоғары 6% коэффициентке рұқсат етіледі. Тұтынушылардың құрамында симметриялы емес көрсеткіштердің синхронды машинасы болған кезде оларға арналған шек осы Әдістемелік нұсқаулардың 28-тармағына сәйкес анықталады.

2 параграф. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерінде ЖВЖ ЖКЖ жақындатылған байланыс желілеріне әсер етудің шектеулігі бойынша нұсқаулар

36. Автотрансформаторалардың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимдерін қолдану туралы мәселелерді шешу кезінде, ЖВЖ СВН жақындатылған немесе осы жабдықты қосу орнымен байланысты қиылысатын байланыс желілеріне әсер ету бағаланады.

37. Шектеуші факторлар болып, бір полюсті қысқа тұйықталуда және жабдықтың толық фазалы емес ұзақ жұмыс уақытында ЖВЖ СВН бойымен қысқа мерзімді өтетін симметриялы емес токпен индукцияланатын байланыс желісі тізбегінің сымындағы бойлық ЭҚК табылады.

БЖ үшін мұндай режимнің шектігі персоналдар үшін және гальваникалық бөлінбеген жақындатылған учаске ұзындығында ЛС сымдарында бойлықЭҚК индукцияланған жабдықтар қауіпті әсерлер бойынша (бұдан әрі - ҚӘ) анықталады. Оның қысқа мерзімді шекті мәні ағаш тіректерімен бір полюсті қысқа тұйықталу кезінде және зақымдалған учаскені ажырату уақытымен 0,15 сек. - 2000 Вольт (бұдан әрі – В), 0,3 сек. дейін – 1500 В, 0,6 сек. Дейін - 1000 В және 1,2 сек. дейін және жоғары - 750 В әуе БЖ үшін жасалады

Жабдықтың толық фазалы емес жұмыс режимінде ОВ ұзақ шекті мәні БЖ конструкциясына және симметриялы емес реттің ұзақтығына байланысты және тиісінше ұзақтығында 2 сағаттан жоғарыны құрайды:

1) Ағаш тіректерімен және темір бетонды қосмышаларымен БЖ үшін -120 және 36–В;

2) темір бетон БЖ үшін– 70 және 36 В;

3) кабель желілері үшін - 70 және 36 В.

38. 1,5 милли Вольт (бұдан әрі – мВ) аспайтын телефон коммутаторына немесе аппаратқа баратын сым буында индукцияланған кернеудің айырмашылығы ретінде анықталатын, кернеу шуының шекті мәні нормаға келтіріледі.

39. ЖВЖ ЖКЖ жабдықтың толық фазалы емес ұзақ жұмыс режиміне ауыстыру кезінде оған қызмет көрсетуші персонал жақындатылған ЛС жұмысына жауапты байланыстың пайдалану-территориалдық басқармасының (БПТБ) және байланыстың техникалық бөлігінің персоналдарын хабардар етеді.

40. ЖВЖ ЖКЖ байланыс желісіне жақындатылған, толық фазалы емес қосылған автотрансформатор немесе тұйықтаушы реактормен байланысты қысқа мерзімді ОВ рұқсат етілгеннен жоғары болады.

41. Ұзақ ҚӘ, жердегі онымен байланысты автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс тәртібі жұмысында ЖВЖ бойымен өтетін және I0 нөлді тізбектің ү есе тогына тең токпен анықталады. Оқшауланған және найзағайдан қорғаушы сымдардың анкерлі учаскелерінде бір жақты жерге қосылған байланыс желелірінің ЖКЖ желісімен жақындатылған ұзақ мерзімді ҚӘ Uдов былай анықталады:

, (2)

мұндағы U_ков – осы байланыс желісі үшін ЖКЖ ЖВЖ жобасымен сәйкес қабылданатын қысқа мерзімді мән;

I_кз – БЖ жақындатылған учаскеде ЖВЖ бойымен өтетін, жобаға сәйке қабылданатын және ҚТ кезінде үш еселенген нөлдік тізбекке тең, ҚТ бір фазалы тогы.

Егер ЛС қорғау бөлігінде осы желінің жобасы әсер етуден аулақ болса, U_ков – 1200 В (жобалардағы есептеу ішіндегі ең жоғары мән), ал I_кз ауыстыру схемасына арналған есеппен сәйкес тең деп қабылданады.

42. Найзағайдан қорғаушы сымдармен жерге қосылған ЖВЖ ЖКЖ үшін ҚӘ экрандау коэффициентіне сәйкес ЖВЖ үшін бір жерге қосылған сыммен 0,6, ал екі сыммен 0,52 тең төмендетіледі.

43. ЛС жақындатылған кедергі келтіретін ЖКЖ ЖВЖ осы желі бойындағы үш еселенген нөлдік тізбек тогымен жердегі токтың жоғарылауымен анықталады.

Найзағайдан қорғаушы сымдардың анкерлі учаскелерінде бір жақты жерге қосылған және оқшауланғанда U_мв былай анықталады:

(3)

мұндағы U_мв – автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде MB деңгейі;

автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде деңгейі;

U_мв.пр – осы БЖ арналған МВ жобалық деңгейі;

I_з.расч – автотрансформатордың нейтралындағы немесе жобалау кезінде қабыланатын желі бойындағы 220-330 кило Вольт (бұдан әрі – кВ) үшін – 10 Ампер (бұдан әрі – А), 400-500 кВ үшін – 15 А, 750 кВ үшін – 20 А болатын есепті ток.

Нацзағайдан қорғайтын сымдармен жерге қосылған ЖВЖ ЖКЖ үшін Uмв төмендетіледі.

44. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде ұзақ мерзімді ҚӘ және МВ төмендету жердегі желі бойымен токты мынадай тәсілдермен төмендету жолымен қамтамасыз етеді:

1) жабдықты толық фазалы емес қосу жеріне жанасатын индуктивті қарсыласуды төмендетумен, мысалы, бос жүрісте қосымша автотрансформатордың немесе трансформаторлардың ең болмағанда бір орамасы "үш бұрыш" схемасымен жалғанса;

2) жабдықты толық фазалы емес қосу жеріне жанасатын автотрансформатордың желі ұштарында трансформациялардың коэффициенттерін және жекелеген жағдайларда - оның қарама –қарсы ұшында фаза бойынша реттеу жолымен кернеуді симметриялау;

3) Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы қосу жеріне қосылған, параллельді автотрасформаторлардың немесе бұрылып кететін желілердің санының ұлғаюымен;

4) толық фазалы емес қосылған жабдық орнынан қарастырылып отрыған ЖВЖ ЖКЖ жолмен жанасатын жүйенің индуктивті қарсыласуының жоғарылауымен.

45. Егер жоғарыда келтірілген іс-шаралар МВ жеткіліксіз шектейтін болса, онда радификациондық желі үшін, сондай-ақ жергілікті теллефон байланысы желісі БГПБ келісімі бойынша автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде уақытша МВ қалыпты деңгейінен 1,5-2,0 рет жоғарылауға рұқсат етіледі.

3. параграф. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде ЖВЖ ЖКЖ найзағайдан қорғаушы сымдармен жұмысты қамтамасыз ету бойынша нұсқаулар

46. Оқшауланған және анкерлік өту учаскесінің бір ұшынан жерге қосылған учаскелер, доғаның жану мүмкіндігін жою бойынша үшін арнайы шаралар қабылданбайтын километрдегі сымның ұзындығы, мынаны құрайды:

, (4)

мұндағы I₀ – автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторды толық фазалы емес қосудағы желі бойындағы нөлдік тізбек тогы, кило Ампер (бұдан әрі– кА).

Тұйықтаушы реакторыдң толық фазалы емес жұмыс режимінде, нөлдік тізбек тогы желіде 15-20 А шегінде табылса, анкерлік өтудің ұзындығында шамамаен 10-12 километр доғаны ойдағыдай өшіру қамтамасыз етіледі.

Дамыған желідегі автотрансформатордың толық фазалы емес тәртібінде, ол орнатылған шағын стансадан басқа да желілер тарайтын болса, немесе ораманың қосынды қуаты "үш бұрыш" схемасы бойынша жалғанған басқа да автотрансформатор және трансформаторлар орнатылса, толық фазалы емес қосылған АТ найзағайдан қорғаушы сымдардағы жалын аралығының (бұдан әрі -ЖА) жұмыс шарты жоғарыда айтылғанға ұқсас.

47. ЖВЖ бойындағы нөлдік тізбек тогы жоғары дамымаған схемада, мынадай іс-шаралар жүргізіледі:

1) сымдардың оқшауланған ұштарында және желінің анкерлік учаскелерінің ұшында жерге қосу;

2) сымды желінің анкерлік өту ұзындығы бойынша екі және одан да жоғары оқшауланған учаскелерде сымға тұйықталған ИП ою жолымен сымды секциялау және жаңадан пайда болған учаскені осы нүктеде аспалы оқшаулауды тұйықтап жерге қосу.

48. ШР толық фазалы емес жұмыс режимінде ұштары бойынша және нүктелердің аралық желілерінде жерге қосылған найзағайдан қорғаушы өткізгіш сымдарды пайдалану кезінде арнайы іс-шаралар талап етілмейді.

Автотрасформатордың толық фазалы емес жұмыс режимінде жерге қосу нүстелері аралығындағы орындарда кернеу жоғары және 1,0 - 2,0 кВ жетеді, сондықтан осы нүктелерде жоғары вольтты дроссельдер арқылы қосымша жерге қосылады.

49. Желіде көрсетілген арнайы іс-шараны орындамаған кезде автотрансформатордың толық фазалы емес тәртібінде оның жүктемесі шектеледі.

4. параграф. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде релелік қорғаудың жұмыс істеу тәртібі бойынша нұсқауық

50. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимін ұзақ қолдану үшін шағын стансада релелік қорғаудың белгіленген тағайындама мәнінің симметриялы емес параметрден ауытқуы тексеріледі.

51. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс істейтін шағын стансаның элементтерін релелік қорғау құрылғысының тағайындамасы және таңдалған желі фрагменті шегі ұштарындағы шағын стансаның элементтері тексеріледі.

52. Ұзақ мерзімді ток және кері және нөлдік тізбектің кернеуі бойынша төмен тағайындамаға ие қорғаудың және құрылғының тағайындамасы тексеріледі.

53. ұзақ мерзімді толық фазалы емес режимде релелі қорғаудың тағайындамасын тексеру ток және кернеудің есепті мәндері бойынша жүргізіледі. Толық фазалы емес режимді жүзеге асырғаннан кейін релелік қорғаудың тағайындамасы түзетіледі.

Желінің тік және нөлдік тізбегін ауыстыру схемасы негізгі болып табылады.

Генераторлардың ауыспалы ЖҚК мәндері әрі қарай автотрансформатордың фазаының жарылуымен тапсырылған толық фазалы жүктемемен қамтамасыз етіледі. Б-ге тең аралық генератордың ЭҚК тұйықтаушы реакторының толық фазалы емес тәртібіндегі есептер едәуір жоғары жұмыс кернеуіне тең болып қабылданады.

54. автотрансформаторды қорғап мынадай іс-қимыл жүргізіледі:

1) үш немесе екі фазамен жұмыс істейтін, электромеханикалық релені пайдаланып, автотрансформаторда орнатылған екі сатылы қашықтықтан қорғауды орындау кезінде РБЖ типті тербеліс (тербелістен) кезінде блоктау құрылғысының іске қосу органдарын, осы құрылғы кері және нөлдік тізбек шамасының келісуіне жауап қайтаратындықтан, толық фазалы жұмыс режимінде пайда болатын симметриялы еместігі тексеріледі;

2) толық фазалы емес режимде қысқа тұйықталу шартын ескере отырып автотрансформаторда орнатылған нөлдік тізбектің үш сатылы токтық қорғау тағайындамасы және автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес ұзақ мерзімді жұмыс режимінде нөлдік тізбек тогынан үшінші сатыны тағайындаудың ауытқуы тексеріледі.

Тағайындама сатысының ауытқуы болмағанда және тағайындаманы әрі қарай қатайту мүмкін болмағанда көрсетілген сатылардың DI₂ әсерін тигізетін нөлдік тізбек тогынан қорғаудың іске қосылуын бақылау орнатылады. Интегралды микросхемаларда (ШЭ2100 сериялы шкафтарда) релелік қорғауды орындау кезінде қашықтықтан қорғау (ШЭ2102) құрамына кріетін құрылғы пайдаланылады, ал электромеханикалық реледе қашықтықтан қорғауды орындау кезінде, оны қолдану кезінде релені блоктау жиынтығы (РБЖ) типінің тербелісі кезінде блоктау құрылғысы орнына пайдаланылатын құрылғы пайдаланылады:

1) екі фазамен жұмыс істейтін автотрансформатордың төменгі кернеу орамасының нөлдік тізбек (3U₀) кернеуінен қорғаушы кернеу тізбегін ажырату жолымен әрекеттен шығарылады;

2) автотрансформатордың толық фазалы емес жұмысында онда толық фазалы емес режимден орнатылған қорғау әрекеттен шығарылады;

3) АТ орнатылған кері тізбек тогы бойынша тағайындаманың ауытқуы тексеру жүзеге асырылады.

55. Тұйықтаушы және өтемдік реакторларды қорғау тұйықтаушы реакторда орнатылған нөлдік тізбектің екі сатылы токтан қорғаушы тағайындамасы тесеріледі. Осы қорғау сатысы тағайындамасының ауытқуы болмағанда және оларды әрі қарай қатайту мүмкін емес болса нөлдік тізбектің екніші сатылы токтан қорғауы әрекеттен шығарылады.

56. Вольтты қосушы трансформатордың орама қорғау жиынтығында бойлық – көлденең реттеуде автотрансформатордың жоғары және орташа кернеу жақтарында қысқы тұйықталудан ауытқу үшін нөлдік тізбек тогынан тежеумен фазалық токқа жауап қайтаратын ішкі зақымданулардан реле көзделеді. Релені қатаю деңгейі тексеріледі және осы режимде реленің ауытқуын жоғарылату үшін тежеу коэффициентін өзгертеді.

57. Шиналардың барлық дифференциалды қорғауларында ток тізбектерінің тұтастығын бақылау құрылғысы істен шығарылады.

58. Синхронды компенсатордың статорын қыздыру шарты бойынша оның тізбек тогына номиналды токтан 5% асатын кері тізбектің өтуіне рұқсат етілмейді.

59. Жоғары жиілік үшін (бұдан әрі -ЖЖ) қорғау желілері: егер автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес ұзақ мерзімді жұмыс режиміне әсер ететін, ЖЖ каналдың аппаратураның іске қосу органдары симметриялы еместен шеттетілмейтін болса, онда ол істен шығарылады. Қорғауды шеттету үшін рұқсат етілген шектегі іске қосу органдарының қатаю мүмкіндігі ескеріледі, ал басқа жағынан - толық фаза емес санымен жұмыс істейтін автотрасформаторыдң тізбегі бойынша берілетін қуатты шектеу жолымен симметриялы емес деңгейді төмендету.

Электикалық реледегі үш сатылы қашықтықтан қорғауды орындау кезінде РБЖ типті тербеліс кезінде блоктаудың іске қосу органдарының автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимінде симметриялы еместен шеттетілуі тексеріледі.

Нөлдік тізбктегі төрт сатылы токтан қорғау тағайындамасының қысқа тұйықталу (біріші және екніші сатыға арналған) шартын ескерумен, автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес ұзақ мерзімді нөлдік тізбек тогынан үшінші және төртінші сатылы тағайындаманың шеттетілуі тексеріледі.

Қорғаудың төртінші және үшінші сатылы тағайындамасының шеттетілуі болмаған кезде фаза толық емес санымен жұмыс істейтін автотрансформатордың тізбегі бойынша өтетін қуатты шектеу мүмкіндігі қарастырылады.

5 параграф. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимінде шағын стансаның кернеуден жоғарылауынан қорғау бойынша нұсқаулар

60. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимінде шағын стансаның кернеуінің жоғарылауынан, оны жобалау кезінде ағымдағы сәтке қабылданған есептеу шарттарының өзгеруін және ажыратылған жабдық фазасындағы қор,ау аппаратураларын шығаруын ескеріп кернеу және уақыт бойынша қорғау тағайыдамасы нақтыланады.

61. ШР толық фазалы емес қосылғанда квази стационарлы кернеудің ұлғаюын шектеу үшін қосымша іс-шаралар орындалады:

1) желіні жоспарлы қосу және ажырату, толық фазалы емес желісінің бір жақты қосылуы кезеңінде қосылған ШР қосылатын кернеудегі желі ұшында табылатындай болуы қажет;

2) БАҚҚ немесе ҮАҚҚ кезінде ұқсас қосу ретін қамтамасыз ету үшін желі ұшы бойынша АПВ жартылай жиынтығында уақытты ұстап тұру өзгертіледі;

3) желіде қысқа тұйқыталу кезінде ШР толық фазалы емес қосылуы қолданған желі шетінің релелік қорғауынан, оның қарама қарсы ұшын ажырату немесе оның релелік қорғауын жылдамдату және толық фазалы емес қосылған ШР ұшының ажыратылуын кідіртуден телесигнал беру пайдаланылады;

4) релелік қорғаудың жартылай жиынтықтары әрекетін шашырату салдарынан желінің мүмкін болатын құлауын кідірту жабатындай шартпен және желі ұштары бойынша ажыратқыштар толық фазалы емес қосылған ШР желісінің ұштарында релелік қорғаудың алғашқы сатыларында іске қосылу уақыты бойынша кідіртуді енгізеді;

5) ШР түпкі шағын стансадағы толық фазалы емес жұмыс режимін қолдану кезінде желіні оның релелік қорғауынан ажырату автотрансформатордың орташа кернеу жағынан жүзеге асырылады;

6) доғаны өшіру шарты бойынша шектіден асатын квази станционарлық кернеудің ұлғаюында, шұраны айырғышта немесе термиялық тұрақтылығы бойынша желілік емес кернеудің ұлғаюын шектегіштерде қоса жүретін ток бір фазалы қайта қосу әрекетінен (бұдан әрі - БФҚҚ) және үш фазалы автоматты қайта қосу (бұдан әрі -ҮФҚҚ) әрекеттен шығарылады.

62. Автотрансформаторды толық фазалы емес қосу кезінде егер желі толық фазалы емес АТ қосылған ШС тарапынан бір жақты қосылса, орнатылған кернеу ұлғаюының біршама жоғарылауы (2-3%) пайда болады.

63. Егер АТ толық фазалы емес қосу ШС жалығыз траняформаторлар немесе реакторлар тобына қолданылса, онда ЖВЖ ажыратылған фазасында желілерде ШР анық кернеудің ұлаюы пайда болумен толық фазалы емес желіні қосу туындайды.

Мұндай кернеудің жоғарылауының ұзақтығын шектеу үшін, типтік авоматиканың кернеуден жоғарылаудың екінші сатысына қосымша аралық реле енгізіледі немесе ол кез келген желі ұшындағы қосылған реакторлардың бірін ажыратуға әрекет ететін автоматика уақытын (10-15 сек.) автоматиканың екінші уақытымен ұстап қалатын уақыт релесі енгізіледі.

64. Толық фазалы емес ТК қосылған кезде фазадағы ТР –сыз коммутационды кернеу ұлғаюы, ТР-да барлық топтарды ажыратқандағыдай мәнге ие болады, ал ТК бірге фазада – онымен бірдей.

Егер ТК ажыратылған фазасымен ЖВЖ фазасында коммутациялық кернеу ұлғаюы рұқсат етілен деңгейден асатын болса, іс-шаралар немесе олардың байланысы ұсынылады:

1) реактордың шиналауынан әрі қарай кері ажыратқышпен қосу немесе кернеудің ұлғаюын (әрі қарай – КҰШ) шектеуші айырғышпен шиналаудың қалған бөлігін ажыратқышпен енгізуде іск қосуды бөлшектеу немесе ажырату. Бұл ретте әр түрлі жабдықтардағы бір атаулы фазада қорғау деңгейі бірдей (екі айырғышпен немесе екі КҰШ) қорғау аппараттары тұратынын біледі;

2) релелік қорғауларды және желілік, толық фазалы емес қосылған ТР желісінің ұшы бірінші қосылатындай және соңынан ажыратылатындай автоматикаларды уақыт бойынша кідіртуге енгізеді;

3) Егер желілерді бағдарламаланған қосу және ажырату кезінде коммутациялық кернеу ұлғаюлары ЖА өту кернеуінің ең төмен мәнінен аспайтын болса, онда ТР ажыратылған, қорғаушы әуе ЖА фазасындағы керу гирляндысында шағын стансаның желілік порталын орнатады.

ЖА өткір кернеуін едәуір жоғары жұмыс кернеуінің қатынасы бойынша 0,997 (35) тең ықтималдықпен таңдайды:

1) 330 кВ ЖВЖ үшін - 2,7;

2) 500 кВ ЖВЖ - 2,5;

3) 750 кВ ЖВЖ - 2,1.

1,8 жоғары емес шектеу деңгейімен желілік емес кернеудің ұлғаюынан шектеуіштермен қорғалатын оқшаулаудың төмендетілген деңгейімен таратқыш құрылғылар үшін ЖА қабылданбайды.

65. Коммутациялық кернеудің ұлғаю мәніне АТ толық фазалы емес қосылған желілерде әсер етпейді, сондықтан бұл жағдайда олардың шектелуі бойынша қосымша іс-шаралар орындалмайды.

66. ТР фазасымен бірге оның айырғышын ажырату ТК тізбегінде қалған найзағайдың кернеуінің ұлғаю толқынан қорғауға әсер етеді, сенімділігі екі есе төмендейді. ШС басқа бөліктеріндегі найзағайдан қорғау сенімділігі даму деңгейіне байланысты 10 - 20% төмендейді.

67. Түпкі режимдегі шағын стансалар үшін бір АТ-мен толық фазалы емес қосылған АТ кезінде АТ шығарылған шағын стансадағы найзағайдан қорғау айырғышын сақтау үшін АТ ажыратылатын фазасының шығарылуына шинадан іске қосу және оның басқа фазамен төменгі кернеу орамасының шығарылуын жалғастырушы шиналау ажыратылады. Сөндіргіштерді ж"не ажыратқыштарды қосумен схеманы жинайды. Ашық үшбұрышқа жалғанған АТ төменгі кернеу орамасындағы айырғыштар, АТ фазасына қосылған осы ораманың ашық ұштарына жалғануымен сақталады.

6 параграф. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың олардың толық фазалы емес жұмыс режимінде шағын стансаның жерге қосатын құрылғысының электр қауіпсіздігі және термиялық тұрақтылығын қамтамасыз ету бойынша нұсқаулар

68. АТ немесе ТР толық фазалы емес жұмысы кезінде жерге қосатын құрылғының (ЖҚ) термиялық тұрақтылығын қамтамасыз ету үшін ЖҚ қарсыласуына крудегі ұзақ мерзімді ток R₀=0,25 Ом енгізу тогына қатысты 650 А аспайды.

R_n тең келтірілгеннен ЖҚ қарсыласуының айырмашылығы кезінде, рұқсат етілетін ток былай анықталады:

(5)

69. АТ немесе ТР толық фазалы емес жұмыс режимінде шағын стансаның ұзақ мерзімді жұмысы үшін жанасудың шекті кернеуі U 36 В аспайды. АТҚ барлық территориясын қамтитын жерлендуріші электродтан біркелкі торда және ЖҚ кіру қарсыласуында 0,25 Ом ток 550 А дейін болғанда бірде бір нүктеде жоғарыламайды. Көрсетілген мәннен ЖҚ айырмашылығы болған кезде, шекті ток осы Әдістемелік нұсқаулардың 68-тармағындағы (5) формула бойынша қайта есептеледі. Кіретін қарсыласу АТҚ толық фазалы емес режимде және осы жоба бойынша ауыстыру алдында тікелей өлшеп анықталады.

70. Аталған ток, АТ немесе ТР жерге қосу орналасуы жерге қосатын құрылғының жалғану орнынан төрт бағыт бойынша тікелей бұрышқа салынатын, ЖҚ көлденең электроды қиылысатын жерде жалғанған жағдайда анықталады.

АТ толық фазалы емес жұмыс режимін қолдану туралы мәселені шешу кезінде жерге қосуді орналастыруды ЖҚ электродына жалғау тәсілі және тұтастығы тексеріледі.

71. Егер табиғи жерге қосулар (темір бетон іргетастар) ескерумен ЖҚ оны жабдықты орналастыру территоиясы шегінде орналасуы электр сипаттамаларының талап етілген мәндерін қанағаттандырмаса, шағын станса орналасқан зонада талап етілген сипаттамамен жерге қосу құрылысын салу мүмкін. ЖҚ жабдықты орналастыру аумағынан әрі кеңейтіледі. Кеңейту, негізгі ЖҚ кеңейту кезінде барлық жағынан төрт жерден кем емес негізігіе жалғанған және екі жерде – барлық басқа жағдайларда қосымша көлденең жерге қосуды салумен жүргізіледі.

72. Егер ЖҚ талап етілген сипаттамасы оны шағын станса шегінде кеңейтуді қамтамасыз етпесе, онда топыраққа төменгі үлесті қарсыласу жерлерге жақын шағын стансада орналасқан жергілікті шығаратын жерге қосу салынады.

Жергілікті жерге қосатын тік жерге қосатынмен көлденең жерге қосатынні ұсынады, доғал немесе шаыблған көпбұрыш түрінде 1 м төмен емес тереңдікте салынумен орындалады. Жергілікті жерге қосатыннің қарама қарсы жақтары мүмкіндігінше көлденең жерге қосумен жалғанған. Бұл жерге қосуді негізі ЖҚ жалғау кем дегенде екі көлденең жерге қосатын (500 метрге арақашықтықта) әуе немесе кабельді желі көмегімен жүзега асырылады.

73. Егер ЖҚ жанасу кернеуі бойынша жобаланса, онда толық фазалы емес ұзақ мерзімді режимде контурдың термиялық тұрақтылығы контурды 80

С қыздыру температруасы шегінде жүргізіледі.

5 тарау. Автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реакторлардың толық фазалы емес жұмыс режимін қолдануды қамтамасыз ету үшін шағын стансаның таратқыш құрылғысын өзгерту бойынша нұсқаулар

74. Толық фазалы емес жұмыс режимін қолдануды қамтамасыз ету үшін автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың шығарылған фазасы шиналаудан ажыратылады: АТ – барлық үш ораманың шығару жағынан және топтық нейтралдан, ТР – жоғары кернеу шығару және топтық нейтрал жағынан.

АТ фазасынан шығарылған төменгі кернеу орамаларын шығару басқа фазаның орамаларының тиісті шығаруларынан ажыратылады.

АТ немесе ТР ажыратылған шығарулары оларды ұяшықтан шығарғанға дейін ауыспалы жерге қосатын өткізгіштермен жерге қосады.

Аталғандар былай жүзеге асырылады:

1) икемді шиналау үшін – екі ұшынан ажырату жолымен және автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың шығарылуына шиналаудан түсіруді бөлшектеу жолымен;

2) қаттыға арналған – шина өткізгіштердің тиісті учаскелерін бөлшектеу жолымен.

75. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 74-тармағына сәйкес іс-шараларды орындау жабдықтың ажыратылған фазасында айырғыштың кернеу ұлғаюынан қорғау жүйесінде пайдаланылады.

Түсірулерді бөлшектегеннен кейін АТ немесе ТР тізбегінің ажыратылған ажыратқыштар және сөндіргіштер қайтадан қосылады.

76. Егер автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың немесе оның элементтері үдеме ақауларға ие болса, ал бұл жабдықтың үш фазалы ажыратылуы электрмен жабдықтау бұзылуын электр беру желілерінің жұмысын істен шығаруға әкелетін болса, онда оның толық фазалы емес жұмыс режиміне ауыстыруды уақытын қысқарту үшін оның тізбегіндегі сөндіргіштер және ажыратқыштар фаза бойынша басқаруа ауыстырылады.

77. Электр қауіпсіздігі немесе таратқыш құрылғының ЖҚ термиялық тұрақтылығы талаптарына негізделген, ол арқылы автотрансформатордың немесе тұйықтаушы реактордың жалпы нейтралынан өткен кезде берілетін қуатты шектеу туындаған кезде ЖҚ кіруші кедергісін төмендету бойынша шаралар қабылданады. Бұл оны кеңейту немесе шығарушы жерлендіргішті құру жолымен орындалады. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларының (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) талаптары сақтала отырып, осы жерлендіргішті ЖҚ-мен жалғайтын сым уақытша төселеді.

78. Автотрансформатордың немесе тұйықтағыш реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде жоғары вольтты енгізуде енуді оқшаулауды бақылаудың типтік құрылғысы (бұдан әрі - ОЕБ) жұмыстан шығарылады.

79. Автотрансформатордың немесе тұйықтағыш реактордың толық фазалы емес ұзақ мерзімді жұмыс режимінде электр энергиясының екі элементті есептегіші толық фазалы емес жалғау зонасының қосылған жабдығын үш бір фазалы есептегішке – әрбір фаза біреуден ауыстырады.

80. Автотрансформатордың немесе тұйықтағыш реактордың толық фазалы емес жұмыс режиміне жеке қажеттілікті аралық қоректі шығарумен және АТ ормасынан жергілікті тұтынушыларды ауыстыру үшін, "үшбұрыш" схемасы бойынша жалғанған немесе тармақталған ТР резервті қорек көзіне ауыстырылады.

81. Толық фазалы емес жұмы тәртібі үшін реакторды және автотрансформаторды дифференциалды қорғау фаза бойынша орындалады. АТ толық фазалы емес жұмыс тәртібі жағдайында нөлдік тізбек тогы бойынша резервті қорғау – қатаяды, ал ТР – жұмыстан шығарылады. Оның бір фазасы өшірілген учаскелерде

82. АТ немесе ТР толық фазалы емес режимге ауыстыру кезінде оның бір фазасы өшірілген, учаскелерде шиналаудың шеткі фазаына жақын электр өрісінің кернеуі 10-20% жоғарылайды, үлкн мәндер орташа фазаны ажыратуға жатады. Осы учаскелерде кезекші персоналдармен аралап шығу мерзімділігі қысқартылады, ал жөндеу жұмыстары өндірісі кезінде жұмыс орындарын тасымалданбалы экрандармен қосымша экрандау жүргізіледі.

83. Шағын стансаның жекеменшік қажеттігі шағын стансаның (бұдан әрі - ШС) басқа трансформаторларының орамасына немесе қорек схемасы бойынша резервті желден 10 - 35 кВ ауыстырылады.

84. Автотрансформатордың реакторлы-резисторлық құрылғысын нейтралда орнату кезінде АТ толық фазалы емес режимге ауыстыру кезінде қысқа тұйықталу тогын шектеу үшін көрсетілген құрылғыны тұйықтайды (ажыратқышпен).

85. Егер трансформаторлар жерге қосу нүктелері арасындағы жабдықтың толық фазалаы емес жұмыс режимінде өлшеу құралдарының және релелік қорғау құрылғысының кернеуі әлеует арасындағы үлкен айырмашылығы болса, онда әлеуеттерді теңестіру үшін бақылау кабельдерімен параллель жердің жоғарғы беті бойынша бақылау кабелінің, қиманың қамтамасына қарағанда үлкен болат аллюминді сым салады.

6 тарау. Толық фазалы емес қосылған автотрансформатор немесе тұйықтаушы реакторлармен электр желі жолдарының тәртібін жүргізу бойынша нұсқаулар

86. Шекті мәннен асатын симметриялы емес параметр мәні, қосылған трансформаторлардың соның ішінде бос, бұрылып кететін жолдардағы генераторлар санының схемасын өзгерту жолымен төмендетіледі.

87. Симметриялы емес барлық параметрдің өзгеруі бақыланады. Схеманың өзгеруінен және симметриялау шарттарынан, шекті мәндердің асуы аз немесе жоқ байланыс таңдалады.

88. Егер есепті схемада симметриялы емес параметр шекті мәннен асатын болса, жанасатын сызықтың мүмкін болатын тәуліктік жүктеме кестесі бөлшектеніп талданады.

Жүктеменің мүмкінді кестесін пайдалан отырып, тәулік уақытынан симметриялы емес параметрдің тәуелділігі жасалады және симметриялы емес шектеулермен салыстырылады.

89. Толық фазалы емес режимде оның жұмысы осы Әдістемелік нұсқаулардың 88-тармағындағы нұсқауға сәйкес АТ пайдалану тәсілі таңдалады:

1) Жіберілетін энергожүйесіндегі және шамаға жолдарды осы ЖВЖ симметриялы емес тотктар және кернеуді мәндерімен шектеулер бойынша ЭҚК КЖК тиісті жүктемені қамтамасыз ететін генераторларды босатумен АТ үнемі қосу автотрансформатордағы жөндеу жұмыстарын бастағанға дейін қабылданады;

2) АТ тапсырылған симметриялы емес жоғарыланған деңгейді рұқсат ететін уақыт кезеңінде қосу (байланыс желісіне қауіпті әсер бойынша - 2 сағат, турбогенератордың қыздыру шарты бойынша – 2-4 сағат), егер оларды үзіліс және сызықты жұмысқа қосу уақыты қатаң регламенттелетін болса, АТ жөндеу жұмыстары уақытында жүзеге асырылады.

90. Тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінде симметриялы емес параметр тек қана соның тогымен анықталады және желі бойынша берілетін қуатқа тәуелді емес.

91. Тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес 750 кВ электр беру желісінде орнатылған 750 кВ жұмыс режимін енгізу үшін есептеу мысалы және іс-шарларды орындау осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшада келтірілген.

92. Автотраснформатордың толық фазалы емес жұмыс режимін енгізу хаттамасы (шағын стансадағы тұйықтаушы реактордың) осы Әдістемлік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес нысанда келтірілген.

330-1150 киловольт электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

Толық фазалы емес жұмыс режимін есептеу үшін қолданылатын ЭЕМ арналған негізгі бағдарламаның қысқаша сипаттамасы

Үш фазалы желінің симметриялы емес белгіленген режимді есептеу үшін "Фазан" бағдарламасы – симметриялы емес фазалық талдағыш қолданылады.

Бағдарлама мына міндеттерді шешуге арналған:

1) ЖВЖ белгілі конструктивті сипаттамаларымен балама электр параметрін есептеу;

2) П-үлгілі ауыстыру схемасының еркін үш фазалы екі полюсті есептеу: екі орамалы трансформаторлар, ЖВЖ және с.с.;

3) күштік фаза бойындағы және ЖВЖ сымдарындағы күрделі үш фазалы желілердегі режимді есептеу;

4) БФҚҚ циклдерінде және толық фазалы емес режимде туындайтын күрделі үш фазалы желілердегі режимді есептеу;

5) ЖВЖ кернеудің анықтығын байқау мүмкіндігі;

6) фазаны жөндеу уақытында ажыратылған тартылған кернеу мәндерін анықтау;

7) ажыратылмаған фазада токтың зақымдану орнында ағылатын мәндерді есептеу;

8) қалыпты және апаттан кейінгі режимді симметриялау бойынша іс-шаралардың тиімділігін бағалау;

9) релелік қорғау, соның ішінде төмен вольтты желілердегі тағайындаманың есебі.

Релелік қорғаудың параметрін тексеру және анықтау үшін ТКЗ-3000 бағдарламасы версиясының көмегімен персоналды ЭЕМ пайдаланып орындалады. Бағдарлама кез келген кернеудің күрделі үш фазалы симметриялық желісінің зақымданулары кезінде электр шамаларына есептеу жүргізеді және релелік қорғаудың тағайындамасын есептейді. Ол 3000 түйнге және 7500 тармаққа дейінгі көлемде өңдейді. Нөлдік тізбек схемасындағы өзара индукциялаумен байланысты тармақтар саны - 2000 дейін; бір опта электромагнитті байланыстқан тармақтардың ең жоғары саны – 20. Оның көмегімен симметриялық және фазалық құраушы электрлік шамалардың барлық түрі есептеледі, сондай-ақ симметриялы емес бір еселі бойлық және көлденең түрде белсенді қарсыласу және тік және кері, сондай-ақ нөлдік тізбектің қарсыласу айырмашылығында барлық мүмкінді U/I қатынастар. Бұл ретте коммутацияны жүргізеді, сондай-ақ есептеу нұсқаларының жекелеген режимдерінде желі элементтерінің параметрін өзгертеді.

Кешенді пайдалану үшін 540 кбайт кем емес оперативті жады бар және қатты дискіде 3 Мбайт кем емес бос кеңістігі бар ПЭВМ IBM RС/AT талап етіледі.

Электр желілерінде күрделі зақымданулар кезінде электр шамаларының есебі бойынша модулдер желінің бір мезгілде шексіз көлемде зақымдануында электр шамаларының есептерін орындайды: схема түйіндеріндегі қысқа тұйықталу, тармақтардың (желі) аралық нүктелерінде қысқа тұйықталу, үзілу орнында бір мезетте зақымданумен тармақтардың үзілуі.

Бағдарламада бұрынғы режимдің бірнеше мүмкіндіктері көзделген.

Электр берелісі желілерінде толық фазалы емес режимдерін есептеу үшін бағдарламада электр желісі элементтерінің тікелей, кері және нөлдік тізбектер бойынша үлесті параметрлері беріледі.

Кері бірізді ток үшін анығырақ турбогенераторлар Xd қарсыласудың өтуінен жоғары шамамен 1,22 тең кері бірізділік Х2 қарсыласуы ескеріледі, алайда, бұл нәтижеге тек дәлдік шегіндегі есеп әсер ететіндіктен Х2 = Xd" қабылдауға рұқсат етіледі.

Ауыспалы ЭҚК генераторларын ауыстыру кезінде және қарсыласулармен олардың шығуларында кері бірізділік кернеудің төменгі мәні алында, осыған байланысты, тікелей бірізділік бойынша бірақ U_r= const шартынан туындайтын есептер жүргізіледі, бірақ бұл ретте кері бірізділік бойынша генераторларды ауыстыру схемасы бұрынғыдай қала береді және симметриялы емес мәндер өзгермейді.

Электр беріліс желілері үшін транспозиция учаскелері бойынша немесе барлық тізбек бойынша ұзындық бойына П-үлгілі ауыстыру схемаларының параметрі тапсырылады.

330-1150 киловольт электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

750 кВ электр желілерінде орнатылған 750 кВ тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмыс режимін енгізу үшін іс-шараларды орындау және есептеу үлгісі

1. Есептік шарттар:

1) С1 стансасына жалғасқан ПС1 шағын стансасы 417,7 км ұзындығымен "ПС1-ПС2" 750 кВ электр желісі арқылы ПС2 біріктірілген. Желі конструкциясы: фаза 0,4 м ажырату қадамымен 5АС-300/39 сымдары арқылы орындалған, фазааралық арақашықтықтар 18 м, жерге дейін габарит – 12 м, сымдардың аспа биіктігі – 27 м.

2) Желі әрқайсысында АС 70/72 екі өткізгіш арқансымдарымен екі жайдан қорғаушы сым арқандық шынжырлары бар, 0,4 м ажырату қадамымен.

3) Сымның аспа биіктігі 40,5 м, олардың арасындағы арақашықтық 27,1 м.

4) ПС1 750 кВ шиналардан 131 км ұзындығымен "ПС1-ПСЗ" ӘЖ тарайды, ал 500 кВ шиналардан 475 және 248 км ұзындығымен "ПС1-ПС4" және "ПС1-ПС5" ӘЖ тарайды.

5) Бірінші ӘЖ 750 кВ габариттерінде орындалған, ал екіншісі – 500 кВ.

6) 330 кВ шиналарына 2АС-300 сымдарымен 330 кВ екі желі жалғасады.

7) ПС1-де 1250 МВ А қуатымен 750/500 кВ және 501 MB*А қуатымен 500/330 кВ байланыс автотрансформаторы орнатылған.

8) ПС1 750 кВ және 500 кВ шиналарына 630 МВ А қуатымен генераторлық трансформаторлары арқылы С1 стансасының 500 МВт екі және төрт генераторлары қосылған.

9) 500/330 кВ автотрансформатор, 330кВ екі электр желісі, ал сонымен қатар "ПС1-ПС4" және "ПС1-ПС5" 500 кВ желілері ПС1 500 кВ шинасына жалғасқан есептеу үлгісінде жүйенің балама индуктивті қарсыласу түрінде көрсетілген.

10) "ПС1-ПС2" 750 кВ ӘЖ ПС1 жағынан қосқыш-сөндіргіш арқылы әрқайсының қуаты 330 МВ*А тең 750 кВ екі ШР қосылады, ал ПС2 жағынан – қуаты 330 МВ*А 750 кВ бір ШР.

11) ШР бейтараптамаларының әрқайсысында РЗКОМ-16000/35-VI өтемдік реакторлары орнатылған.

12) ПС2 және ПСЗ 750 кВ шағын стансаларына жалғасқан жүйелердің балама индуктивті қарсыласулары тура тізбек бойынша 149,8 және 42,9 Ом құрайды, ал нөлдік тізбек бойынша - 75,6 және 34,6 Ом тиісінше.

13) ПС1-дегі 750 кВ реактордың толық фазалы емес жұмыс режимінің бейсимметриялық параметрі, бос жүріс тәртібі үшін осы Әдістемелік нұсқаулардың 2-бөліміне сәйкес анықталады, яғни жүйелердің ЭҚК арасындағы бұрышы 6 = 0 эл.град. кезінде анықталады.

Есептеу әдістері:

Желілер фазаының және арқансымдардың және оларды жерге қосудің транспозициясын есепке алумен ӘЖ көрсетілген конструкциясы үшін "ПС1-ПС2" 750 кВ ӘЖ фазалық және фазааралық параметрі есептеледі, келесіні құрайтын тура және нөлдік тізбектер бойынша:

1) r₁ = 0,0204 Ом/км;

2) r₀ = 0,17Ом/км;

3) L₁= 9,14*10^-4 Гн/км;

4) L₀= 1,9*10^-3 Гн/км;

5) С₁= 1,326*10^-8 Ф/км;

6) С₀ = 1,01*10^-8 Ф/км.

Фазалық координаттарда теңдеулерді есептейтін және тура, кері және нөлдік тізбектердің тогы және кернеуінде алынған фазалық ток және кернеу бейсимметриялығының параметрін санайтын ЭЕМ-нда "Фазан" (бейсимметрияның фазалық анализаторы) бағдарламасы бойынша ШР толық фазалы емес жұмыс тәртібі кезінде желі режимдерін есептеу үшін параметр қолданылады. Бағдарламаның, электр торабының, соның ішінде АТ-дың бейсимметриялық тәртібін есептеуге қатысты автотрансформаторын математикалық тура үлгілейтін жеке блогы бар.

2-қосымшаның 1-суретінде С1 стансасының жалғасқан генераторлық блоктары және желілерімен "ПС1-ПС2" 750 кВ ӘЖ есептеулер үшін қабылданған ауыстыру сұлбасы келтірілген.

1-сурет. ПС1-дегі толық фазалы емес 750 кВ ШР жұмыс режимін зерттеу үшін "ПС1-ПС2" 750 кВ ӘЖ ауыстыру сұлбасы.

2-сурет. ПС1-дегі 750 кВ ШР толық фазалы емес жұмыс кезінде ток және кернеуді бөлу сұлбасы.

ПС1-дегі 750 кВ тұйықтаушы реактордың толық фазалы емес жұмысын есептеу кезінде қабылданады, реактордың А фазасы ажыратылған.

Есептеу кезінде параметрдің тура, кері және нөлдік тізбектері бойынша фазалық мәндер және симметриялық құрайтындар анықталады:

1) "ПС1-ПС2" 750 кВ ӘЖ басы және аяғындағы ток және кернеу;

2) ПС1 толық фазалы емес жұмыс істейтін ШР және AT бейтараптамалары арқылы өтетін ток;

3) С1 стансасының генератор шиналарындағы ток және кернеу;

4) "ПС1-ПСЗ" 750 кВ ӘЖ басы және аяғындағы ток.

2-Қосымшаның 2-суретінде ПС1-дегі 750 кВ тұйықтаушы реактордың А фазасын өшіру кезінде симметриялық құрайтындардың және сұлбаның фазалық параметрінің есептеу нәтижелері көрсетілген.

2. ШР толық фазалы емес жұмыс тәртібі кезінде электр стансалардың генераторларының жұмыс шарттарын қамтамасыз ету

С1 стансасының АТҚ 750 кВ (Г1 Г2) және 500 кВ (ГЗ – Г6) шиналарына жалғасқан С1 стансасының генераторларындағы кері тізбек токының есептері келесіні көрсетті: ПС1-дегі бір ШР толық фазалы емес жұмыс кезінде осы ток Г1-Г2 үшін 1,4% құрайды және 0,64% – ГЗ-Г6 үшін осы турбогенераторлардың номиналды токынан.

Осындай ток турбогенераторлардың ұзақ жұмысы үшін қауіпті болып табылмайды. Осыған байланысты осы жағдайда С1 стансасының генераторларының жүктемесін шектеу талап етілмейді.

3. 750 кВ ӘЖ түйістірілген, 750 кВ ШР толық фазалы емес жұмыс режиміндегі байланыс желісінде әсер етуді шектеу 3.1. Бір фазалы қысқа тұйықталу кезінде қысқа мерзімді ОВ

"ПС1-ПС2" 750 кВ электр желісінің әсерінен БЖ қорғау жобасы бойынша бір фазалы ҚТ кезіндегі қысқа мерзімді ОВ ең үлкен есептік мәндері, С1 стансасының жанындағы 30-шақырымдық учаскенің шеңберінде 750 кВ ӘЖ трассасы бойынша орналасқан үш радиофикациялық БЖ U_ков = 1050-1200В құрайды.

Ұйғарынды қысқа мерзімді ОВ 750 кВ ӘЖ (бір фазалы қысқа тұйықталумен) зақымданған учаскесін өшіру уақытына тәуелді, қысқа мерзімді ОВ максималды мәні кезінде бұл уақыт 0,3 с аспайды. Желінің үш фазалы өшіру уақыты негізгі релелік қорғаныс арқылы (ВЧ байланысымен) сәтсіз ОАПВ кейін ҚТ максималды токы кезінде 80 мс аспайды, яғни ұйғарындыдан едәуір төмен. Негізгі қорғаныс шығару және резервтік қорғаныстың әрекет ету кезінде қиындықтар пайда болады, себебі олардың әрекет ету уақыты 500-3000 мс дейін өседі. Бірақ ШР толық фазалы емес жұмыс тәртібі жағдайында негізгі қорғанысты шығару талап етілмейді.

3.1. Ұзақ мерзімді ҚӘ

Желінің толық емес жұмысында екі реактордың біреуі 750 кВ 1 шағын стансада үш есе көбейтілген нөлдік бірізділікпен жерде желінің бойында 0,006 кА (реактор үшін) құрайды.

Желі желінің соңына және ортасына қондырылған екі найзағайдан қорғайтын сымнан тұрады, сондықтан экрандау коэффициенті 0,52 тең болып қабылданады. Бір фазалы қысқа тұйықталу 1 шағын стансадан қысқа тұйықталу жерінде -10,8 кА. Бұл ток осы учаскеге ВЛ 750 кВ жақындатылған үш байланыс желісінің ҚӘ бойынша бұрын көрсетілген қиын қысқа мерзімі ҚӘ туындатады..

Ұзақ мерзім ҚӘ БЖ-де ШР 750 Кв толық фазалы емес жұмысы кезінде мынаны құрайды:

. (6)

Бұл мән рұқсат етілген мәннен 36 В едәуір төмен, тіпті егер есептегенде, бір фазалы қысқа тұйықталу 1 шағын стансадан қысқа тұйықталуды жойса басқа аймақтарда ток 4-5 есе төмендейді.

Егер қысқа мерзімді ҚӘ шектеулігі осы деңгейде сақталса, онда U_дов 4-5 есе жоғарылайды. Алайда олар шекті мәннен едәуір төмен болады.

Жергілікті желіге кедергі келтіретін әсер 1 және 2 шағын стансада жоғары вольтты желіге жақын өтеді, яғни телефон тізбегіндегі шу кернеуі бұл желінің жобасында анықталған. Есептеулер ток 20 А тең жердегі желі бойымен (3I₀), жүргізілді. Бұл жобада кабельді жергілікте желіге ең үлкен мән 0,04 мВ алынған, ал әуе үшін жергілікті желі - 0,7 және 052 мВ құрайды. 1 және 2 шағын станса жоғары вольтты желі 750 кВ үшін шунтирленген реактивтің бір фазасы ажыратылғанда 750 кВ 3I₀ реактор үшін желі бойымен 6,3А құрайды. Есептеуге ұсынылатын кедергі әсер мәні 20 А құрап, 13,7 қатынасында төмендейді. Сонда кабельді жергілікті желі үшін кедергі әсер 0,013 , ал әуе үшін жергілікті желі - 0,22 және 0,16 мВ құрайды.

Нормативте кедергі әсер 1,5 мВ бұл мән шекті төмен және ешқандай іс-шараларға шектеуі бойынша талап етілмейді.

4. Релелік қорғаныстың қызметін қамтамасыз ету

Осы қосымшаның 3-суретінде есеп сызбасында желінің 2 параметрі бөлшек түрінде келтірілген: алымында – желі аймағында қосынды индуктивті бойлық қарсыласу, бөлімінде - желі аймағында қосынды көлденең сыйымдылық өткізгіштігі. Алдыңғы есептегідей шинаға 750 кВ және 500 кВ шағын стансаға жанасушы жүйеге балама индуктивті қарсыласу қосылған, сонымен қатар стансаларға 750 кВ кернеуді алып кеткен. Сызбада сөндіргіш тізбектегі желі аймағының соңғы токты есептеу мүмкіндігі үшін қосымша түйіндер енгізілген.

1 және 2 шағын стансадағы жоғары вольтты желі 750 кВ сөндіргіш сызықтық қатарында бір реактордың жұмысында релелік қорғанысты құрылғының жарғысын тексеру үшін толық емес фазада сөндірілген А фазасымен ток есебі және қайтымды кернеу және 101-0 тармақтың А фазасының жарылуы 2 осы қосымшаның 3-суретінде сызбаның жеке аймақтарында нөлдік тізбекпен орындалған. Бұл желілік мән ЭЭҚ есеп сызбасында тікелей тізбек сызбасының барлық көздерде қабылданып 787 кВ бәрдей тең. Есеп қалыпты желі тәртібі үшін (1-режим), сондай-ақ 1-2 желі кезекпен ажырауымен қосымша режимдер үшін (2-режим), 1- 3 желі (3 режим) және автотрансформатор 1-4 (4 режим) кезінде жүргізіледі. Бұдан басқа, 1 және 2 шағын станса 750 кВ жоғары вольтты желі қорғаныс құрылғысының жарғысын тексеру үшін 2 шағын станса жағынан 2-1 желіні бір жақты қосу тәртібі 2 жағынан соңы алыста тек бір реактордың жұмысында (101-0) толық емес фазалы режимде (5 режим) қарастырылған.

3-сурет. Желінің есептік сызбасының фрагменті.

Есептеулер ПЭВМ үшін ТКЗ-3000 бағдарламасында орындалды.

Ток есептеу нәтижелері және қайтымды кернеу және нөлдік тізбек тәртібінен жоғары көрсетілген (1-ден бастап 5-ке дейін ) осы қосымшаның 1-4 кестелерінде келтірілген. Жарылыс орнындағы ток (101-0-тармақ) 2 қосымшаның кестесінде қайтымды тізбек сызбасында айтылған, ал ток 3I₀ сызбада нөлдік тізбек – осы қосымшаның кестесінде; қайтымды тізбектің түйін кернеуінің 2 сызбасы осы қосымшаның 4-кестесінде, ал 3U₀ -2 осы қосымшаның 4 кестесінде көрсетілген. Токтың аз мәніне байланысты қайтымды және нөлдік тізбек шинаның кернеуіне сәйкес кернеудің төмендеуін көрсететін аз мән болады.Осыған байланысты бұнымен сызбада желі ток сыйымдылығы қайтымды және нөлдік тізбек тәжірибелік нөлге тең .

2-1 желінің бір жақты қосылуында (5 режим) барлық ток симметриялы емес қосылған соңынан қорғаныс тізбегіне өтеді (2-102) – 2 осы қосымшаның 1 және 2 кестесінде оның тәртібіне әсер етеді.

2 қосымшаның 1-4-кестелерінде көріп тұрғанымыздай, симметриялық емес деңгейі тұйықтаушы реактордың толық емес тәртібін қарастырған жағдайда маңызды емес. Сондықтан релелік қорғаныстың тек ең үлкен сезімтал құрылғысын тексереді, атап айтқанда :

1) желінің нөлдік тізбегінің ток қорғанысының төртінші және үшінші баспалдағы;

2) тұйықтаушы реактордың нөлдік тізбегі ток қорғанысының баспалдағы;

3) қайтымды тізбектің шамасына әсер ететін блоктау релесінің кешені тербелу типі құрылғысына блокталуы ;

4) желі қорғанысының негізгі жоғары жиілікті іске қосу органдары .

1-кесте

1 шағын стансада тұйықтаушы реакторының толық емес жұмыс режимінде есептеу сызбасындағы қайтымды тізбектің элементіндегі токтың мәні.

Тармақ	Режим
	1	2	3	4	5
1-101	0,081	0,094	0,075	0,077	0
2-102	0,012	0	0,02	0,017	0,0813
1-103	0,038	0,044	0	0,057	0
3-104	0,037	0,043	0	0,056	0
1-4	0,03	0,035	0,052	0	0
101-0	0,09	0,094	0,09	0,089	0,0805

2-кесте

1 шағын стансада тұйықтаушы реакторының толық емес жұмыс режимінде есептеу сызбасындағы элементіндегі 3I₀ токтың мәні.

Тармақ	Режим
	1	2	3	4	5
1-101	0,261	0,275	0,261	0,254	0
2-102	0,014	0	0,017	0,021	0,219
1-103	0,047	0,049	0	0,073	0
3-104	0,044	0,046	0	0,068	0
1-4	0,098	0,103	0,119	0	0
101-0	0,271	0,272	0,274	0,27	0,217

3-кесте

1 шағын стансада тұйықтаушы реакторының толық емес жұмыс режимінде есептеу сызбасындағы қайтымды тізбектің элементіндегі кернеудің мәні.

Түйін			Режим
түйін	1	2	3	4	5
1	3,06	3,54	5,31	4,58	0
2	1,73	0	3,00	2,59	12,2
3	1,6	1,85	0	2,4	0
101	3,06	3,54	5,31	4,58	22,0

4-кесте

1 шағын стансада тұйықтаушы реакторының толық емес жұмыс режимінде есептеу сызбасындағы элементіндегі 3U_О кернеудің мәні.

Түйін	Режим
	1	2	3	4	5
1	6,77	7,14	8,25	10,53	0
2	1,03	0	1,26	1,6	16,5
3	1,52	1,6	0	2,36	0
101	6,77	7,14	8,26	10,53	108,0

Төменде 1 және 2 шағын станса 750кВ жоғары вольтты желі релелік қорғаныстың тексеру жарғысы берілген. Мұнда релелік қорғаныстың және жоғары вольтты желінің желілік автоматикасы жобасының мәліметтері қолданылған.

Жобаға сәйкес тағайындама тең:

жоғары вольтты желі нөлдік тізбегі токтық қорғаныс үшін:

Шағын станса жағынан	Нөлдік тізбектің біріншілік ток мәні , кА
	I баспалдақ	II баспалдақ	IIIбаспалдақ	IV баспалдақ
ШС2	3,10	0,88	0,81	0,077
ШС1	3,01	1,86	1,55	0,178

Барлық баспалдақтар бағыттап орындалған; тұйықтаушы реактордың нөлдік тізбегінің токтық қорғанысы үшін:

I баспалдақ- 1,55 кА; II баспалдақ - 0,178 кА.

Жарғылар тербелгенде блоктау құрылғыларының бастаушы органдарының істен шығуы (ПДЭ 2001 3 тип ) және желілік қорғаныстың негізгі жоғары жиілігі (ПДЭ2003 типі):

U_{2 (ВТОР)} = 2B;I_{2 (ВТОР)} =0,05 А (7)

(7)

.

Негізгі жоғары жиілікті желі қорғанысы жоғары жиілікті каналдардың құрылуынан негізгі жоғары жиілікті қамтамасыз ету , сондай ақ аппаратураның термиялық тұрақтылық жағдайында жоғары жиілікті канал сигналдарының үздіксіз айналымы қолжетімді емес, қорғаныстың өзі осындай асимметрияға сезімтал емес. Сондай–ақ қорғаныс панелі ПДЭ 2001 тербелген блоктау құрылғысы блоктау релесінің кешені типінде емес,

I₂ қайтымды тізбектің токтың үстемеленуіне әсер беретін, бұл қорғаныс қайтымды тізбекті ұзақ токқа сезімтал емес.

Нөлдік тізбектің токтық қорғанысы үшін шағын станса жағынан орнатылған толық емес фазалы режимде реактор жағында қорғаныс токқа әсер беретіні есептеледі.

Жоғары көрсетілгендерден байқасақ нөлдік тізбектің токтық қорғанысты ІV баспалдақты тағайындамасы 2 ШС жағынан қарастырылып отырған желіде 3I_о.сp= 0,077 кА тең. III баспалдақты тағайындама 3I_о.ср = 0,81 кА тең. ШС2 жағынан бір жақты желіні қосқанда ток 3I_о 0,219 кА тең осы қосымшаның 3- кестесінде ток 3I_о 0,219 кА тең, ток тармақтары 2-102 5 режимде. Осылайша, қатаңданады немесе желіні қосқанда 2 жақтан нақты қорғаныстың ІV баспалдақ әрекетінен шығады. Тағайындаманың барлық қалған режимдерінде осы қорғаныстың IV және III баспалдақтары симметриялы еместіктен 3Iо толық емес фаза тәртібінде осы қосымшаның 3-кестесінде 2-102 тармақ, 1-4 режимдері қарастырылған.

Бұнымен қоса, ІІ баспалдақ тұйықтаушы реактордың нөлдік тізбегінің токтық қорғаныстың тағайындамасы (3I_о.ср =0,178 кА) токтан нөлдік тізбектің ШР толық емес жұмыс фазасында осы қосымшаның 3-кестесінде 101-0 тармақ, 1-5 режим қарастырылған режимдің ешқайсысыда құрылмаған. Осыған байланысты не бұл тағайындаманы қатаңдатады, не бұл режимдегі ІІ баспалдақ әрекетінен шығады. Тұйықтаушы реактордың нөлдік тізбегінің токтық қорғанысының І баспалдақ тағайындамасы 3I_о.ср = 1,55 кА нөлдік тізбектің ағынынан барлық режимде 1-5 ШР толық емес жұмыс фазасында осы қосымшаның 3-кестесінде 101-0 тармақта құрылған.

ЖЖ каналдар шығарылымы құрылымында ПДЭ-2003 қорғанысының бастаушы органдары істен шыққан бастаушы органдардың жоғары келтірілген параметріне қарағанда көбірек сезімталдыққа ие (1,5-2 есе ) .

Трансформация коэффициентін есептегенде біріншілік жақтан алынған нұсқау тағайындама үшін :

I_{2(бір.жж)}= (0,05/2) (3000/1) = 75 А;

U_{2(бір.жж)}= (2/2) (750/0,1) = 7,5 кВ.

ШС1-ШС2 ВЛ 750 кВ ШР соңынан желіде ток I2 1-4 режимдің бірнешеуінен 0,012-0,02 кА құрайды, 2-102 тармақ, осы қосымшаның 2 кестесінде. Дәл осы ток қорғаныс саймандарымен қолданылады. Кернеу U₂ 1,73-5,3 кВ шамасында орналасады, 4-кесте, осы қосымша, 1,2,101 түйін. Осылайша, қарастырылған тағайындаманың бастаушы органдары ШР толық емес жұмыс фазасында симметриялы емес құрылған .

Бастаушы органдардың көрсетілген тағайындамасы ВЛ 750 кВ бір жақты қосылғанда реактордың толық емес жұмыс фазасында симметриялы болмағандықтан орната салмайды , осы қосымшаның 2-кестесі, 101-0 және 2-102 тармақ, 5 режим және 4 режим, 2 және 101, 5 режим, бұл режим қысқа уақытты, сондықтан ЖЖ каналдар шығарылымы рұқсат етіледі. Сонымен қатар, мақсатты түрде ШС1 жағынан осы жағдайда желіні қосу және қосу тәртібін өзгерту керек.

5. ШР толық емес жұмыс режимінде шағын стансадан кернеудің артуынан қорғанышты қамтамасыз ету

Желінің толық фазалы емес қосуында кез келген жағынан 3 реактор болған жағдайда ВЛ ажыратылған фазада және оған тәуелді емес ШР қосулы фазада толық емес реакторда кернеудің резонансты жоғарлауы пайда болады, 1,3- 1,4 U_ф есептегенде тәжден күшін жоғалтады. Жобада кернеудің бұл жоғарылауы ерекше жағдай ОАПВ токсыз паузада кезінде енгізілетін, тұйықтаушы компенсационды реакторларды қалыпты орнату қарастырылған.

ШС 1 жағынан ШР біреуі толық емес жұмыс фазасында (8 фаза ШР желіде) ВЛ екі жақты фазасы өшкенде КР бейтарап болған кезде барлық осы ШР резонансты құлдилатып, ВЛ 1,4 бастап 0,6 дейін ажыратылған фазасында кернеуді төмендетеді(9 фаза ШР қосқанда – 0,5 дейін). Сондықтан КР қаралып отырған жоба автоматты енгізуді қамтамасыз етіп, ОАПВ кезінде ШР толық емес жұмыс фазасы енгізілу уақыты сақталады.

Кернеудің барлық түрінен қорғау жобасына сәйкес желіде 2ШР а (Вл соңында кез келген біреу) , сондықтан ШС 1 де шР біреуінің толық емес фазасы жұмыс режимінде кернеудің артуынан қорғану үшін арнайы шаралар талап етілмейді.

Толық емес фазалы жұмыс жасайтын ШР желінің қосылғанда синхронизация үшін, сондай-ақ АПВ кезінде ШС1 жағынан өндіріледі, тәжірибелік ерекше жағдайдан нөлдік тізбектің ВЛ бойымен үштік токтың өтуін іс жүзінде шектейді және ШР-сыз 1,1-ден бастап 1,05-ке дейін немесе одан да төмен ВЛ фазасында орнатылған кернеудің артуын төмендетеді, ВЛ 20 минуттан 1 сағатқа дейін қосу уақытын арттырады.

6. ШР толық емес жұмыс фазасы кезіндегі шағын стансаның тарату құрылғыларын жерге қосудағы термиялық тұрақтылық пен электрлік қауіпсіздікті қамтамасыз ету

Кіру қарсыласуы кезінде ЗУ 0,25 Ом рұқсат етілген ұзақ ток ШР бейтарап арқылы немесе АТ 650 А аспайтын термиялық тұрақтылықта қорғанысты қамтамасыз етеді.

ШР толық емес жұмыс фазасында ШС1 750 кВ ШР арқылы өткен бейтарап ток 239 А тең, ал бейтарап арқылы өткені AT 750/500 кВ – 30А шегінде. Мәннің ең үлкені рұқсат етілген мәннен төмен, сондықтан ЗУ жұмыс шартына шектеу болмайды.

7. Таратушы құрылғыда конструктивті өзгерістер мен қайтадан қосу және шағын стансада ШР толық емес жұмыс фазасы кезінде қолдану мүмкіндіктерін қамтамасыз ету

ШР толық емес жұмыс фазасын қолдану мүмкіндігі үшін оның зақымдалған фазасы топтық бейтарап және жоғары кернеу енгізу жағынан шиналаудан ажыратылған болуы керек.

Жоғарыда көрсетілгендерді орындау кезінде фазалы басқаруда ШР тізбегінде ажыратқыштар мен сөндіргіштер ауыстырмауға да болады және сөндірмеуге және шиналаудың релелік қорғанысын тізбегін басқа өлшеуіш трансформаторларға ауыстыруға ,бірақ желілік қорғаныс жүйесінде және сәйкес құрылғының ажыратылған фазасында ажыратушы кернеуінің артуынан шағын стансада қолдануға болады. Демонтаж түсуден кейін ажыратылған сөндірілген ШР тізбегі қайта қосылады.

ШР толық емес жұмыс фазасы кезіндегі жоғары вольтты енгізуде кіру изоляциясы типтік бақылау құрылғысы істен шығады.

Электр энергиясының екі элементті есептегіші ШР толық емес фазалы қосылған зонада үш элементті ауыстыруға кеңес беруге, яғни құрамында үш бір фазалы өлшегіш құрылғысы бар есептегіш, сондай-ақ екі элементті есептегіш нөлдік тізбектегі токты есептейді.

8. ШР толық емес жұмыс фазасы кезіндегі электр беру желісінің режимін жүргізу

Жүргізілген есептеулер толық емес фазалы жұмыс режимінде ШР 750 кВ ШС1 де барлық шарттар рұқсат етілген, ШС1- ШС2 750кВ электр беру желі тәртібін жүргізу бойынша талаптар мен шектеулер болмайтындығын көрсетті.

330-1150 киловольт электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

Тұйықтаушы реактор немесе толық емес фазада автотрансформаторды ажыратуда тізбек бойынша параметр арасындағы негізгі қатынастар сызбасы

Тізбек жарылған жердегі кернеу мен симметриялы құрамды ток	Реактор немесе автотрансформатор фазасының ажырауы
	Екі	бір
I1	I1 =I2 = I0
I2
I0
U1		U1=U2=U0
U2
U0

	330-1150 киловольт электр қондырғылардың негізгі электр жабдықтары жұмысының жарты фазалы режимдерін қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша
	Нысан

Автотрансформатордың толық емес жұмыс фазасын енгізу хаттамасы (шағын стансадағы тұйықтаушы реактор)

Уақытша нәтижеге байланысты _______ жұмыстан

(күні

Фаза №_______________ автотрансформатордың_______________

(немесе тұйықтаушы реактордың) қалған фаза №___________ және

№_______ толық емес фазада жұмыс істей бастайды

Бастап ___________

(күні)

1. ШС электрлік қосындылардың негізгі сызбасы (құрылғы толық емес жұмыс режиміне кіріскенге дейін) жұмыс режимінде –сипаттау немесе сызу.

2. ШС электрлік қосындыларының құрастырылған сызбасы (құрылғы толық емес жұмыс фазасы кезіндегі қажетті қайта қосылу жүргізуден енгізу сәтінен кейін) – сипаттау немесе сызу.

3. Орындалған іс-шаралар :

3.1. Симметриялау және оған қабілетті анықтау

Қайта қосуға сәйкес симметриялы болу үшін өндіру симметриялауды жүзеге асыру үшін тиісті қайта қосулар жасалды:________________________________________________________
Жауапты тұлға:		_______________					___________
		(т.а.ә,лауазымы)					(қолы)
3.2. Электр энергиясын қабылдаушы мен электростанса генераторының жұмыс шартын қамтамасыз ету :___________________________________________
_______________________________________________________________
Жауапты тұлға:		_________________						__________
		(т.а.ә,лауазымы)						(қолы)
3.3. ЖЖ найзағайдан қорғайтын жұмыс шартын қамтамасыз ету: __________________________________________________________________
Жауапты тұлға:		____________________						__________
		(т.а.ә,лауазымы)						(қолы)
3.4. Релелік қорғаныстың қызметін қамтамасыз ету: ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
Жауапты тұлға:			________________					_________
			(т.а.ә,лауазымы)					(қолы)
3.5. ШС кернеудің артуын қорғанысты қамтамасыз ету: ___________________________________________________________________
Жауапты тұлға:			______________					_________
			(т.а.ә,лауазымы)					(қолы)
3.6. ШС таратушы құрылғылардың термиялық тұрақтылығын және электрлік қауіпсіздігін қамтамасыз ету:_________________________________
______________________________________________________________
Жауапты тұлға:			_______________					__________
			(т.а.ә,лауазымы)					(қолы)
4. Бекітілген режим параметрі: ________________________ _____________________________________________________________
Осы хаттаманың 1-4 тармақшасы негізінде AT (ШР) № _________ толық емес фазалы жұмыс режимін бекітемін.
Жауапты тұлға:___________________________								__________
			(т.а.ә,лауазымы)					(қолы)

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 15-қосымша

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және тозаң дайындау жабдығын жобалау, дайындау және оларға жөндеу жүргізу кезінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі жүйесіндегі мамандандырылған, жөндеу ұйымдарының персоналына, электр станцияларының пайдаланатын персоналына арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) орталықтан тепкіш сепаратор – бөлудің орталықтан тепкіш тәсілін пайдаланатын ағынды бөлуге арналған өнеркәсіптік жабдық;

2) циклон – өнеркәсіпте, сондай-ақ шаңсорғыштардың кейбір модельдерінде газдарды немесе сұйықтықтарды таразыланған бөлшектерден тазалау үшін пайдаланылатын ауа тазартқыш;

3) қоректендіргіш – бұл бункерлерден, тиеу қалақтарынан, магазиндерден және басқа да тиеу құрылғыларынан тасымалдаушы және қайта өңдеуші машиналарға (станоктарға, диірмендерге, електерге) үйінді және дара жүктерді тең беруге арналған құрылғы;

4) балғалы диірмен – ұсақтау ротордың айналмалы былғарысында қатаң немесе топсамен бекітілген ұрғыш балғалардың соққысымен жүзеге асырылатын диірмен;

5) шарлы диірмен – омырылғыш материалдарды (құрғақ сазды, көмірді, топырақты) жұқалап ұсақтауға арналған машина.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Тозаң дайындау схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес суретте берілген.

4. Тозаң дайындау жабдығын жөндеу кезеңділігі мен көлемі оның пайдалану сенімділігі мен тиімділігін қамтамасыз етеді.

5. Тозған тораптар мен бөлшектер дайындаушы зауыттар мен жобалау ұйымдары енгізген, сондай-ақ электр станцияларының тәжірибесіне негізделген жөндеу сәтінде белгілі жетістіктерді ескере отырып ауыстырылады. Жабдықтың тораптарын жетілдіру сенімділікті, тиімділікті және тозутөзімділігін арттырады, бөлшектерді жөндеу мен біріздендіру ыңғайлылығын арттырады.

6. Тозаң дайындау учаскесі тетіктермен жабдықталады және көтеру-көлік жұмыстары мен технологиялық операцияларды жүргізу үшін керек-жарақтармен және құралдармен қамтамасыз етіледі. Сығылған ауаны, ацетилен мен оттегіні беруге арналған құбыржолдар, сондай-ақ балқытып-бекіту жұмыстарына арналған тұрақты электр желісі монтаждалады.

7. Тозаң дайындау жабдығын жөндеу қазандықты жөндеумен бір мезгілде жүргізіледі. Резерв болған кезде тозаң дайындау жабдығы қажеттілігіне қарай жөнделеді. Жұмыс уақыты кезінде байқалған ақаулықтар жөнделеді.

8. Ақаулықтарды анықтау үшін учаске мастері тозаң дайындау тетіктерінің сыртын қарауды және тозаң жүйесін қарау кестесі бойынша күн сайын жүргізеді.

9. Қарағаннан кейін мыналар:

1) босаған бұранды қосылыстарды тартыңқырау;

2) майлау құрылғыларының жұмысы тексеру және майлау запастарын толтыру;

3) ашық беріліс жетектерінің жұмысын тексеру және қажет болған кезде тістегершіктердің тістерін тазалау және майлау, шынжырлы берілістерді жуу және майлау, жетек белдіктерін тігу;

4) пластиналы кенептің керілуін және түсуін немесе жеткізгіштер ленталарын, жетекті белдіктерді реттеу орындалады.

10. Тозған элементтерді қарап-тексеру кезең-кезеңімен (кесте бойынша) жүргізіледі. Тозған бөлшектерге сызбалар алдын ала дайындалады және дайындауға арналған тапсырыстар жасалады.

11. Жөндеу кезінде тетіктерді бұзған және жинаған кезде бөлшектердің тозуына және жай-күйінің өзгеруіне байланысты барлық мөлшерлер мен деректер тексеріледі және формулярларға енгізіледі.

12. Жөндеу кезінде қолданылатын барлық металдар сертификатталады. Жөндеу кезінде бөлшектердің ақауларын түзету және оларды өңдеу сызбалар мен техникалық талаптарға сай жүргізіледі.

13. Ағымдағы жөндеулер қажеттілігіне қарай жылына 1-2 рет жүргізіледі.

14. Ағымдағы жөндеу мынадай көлемде жүргізіледі:

1) барлық тетіктер мен қорылғыларды кезекті жөндеуге дейін машиналардың сенімді жұмысын қамтамасыз етпейтін тозған және ақауы бар бөлшектерді ауыстырып, егжей-тегжейлі қарап-тексеру;

2) босаған бекіткіштерді тартыңқырау;

3) бөлшектерді тазалау;

4) тартқыш тізбектердің және жүрісті аунақшалардың тозуын тексеру;

5) мойынтіректерді қарау, жуу және реттеу; мойынтіректерді, тізбектердің топсаларын, жетек берілістерін және бағыттаушы керу құрылғыларын майлау;

6) беріліс іліністерін реттеу.

15. Күрделі жөндеу мынадай көлемде 1-2 жылда 1 рет жүргізіледі:

1) жабдықтың барлық тораптарын бөлшектеу;

2) бөлшектер мен тораптардың жай-күйін зақымданғандарын және тозғандарын ауыстырып тексеру;

3) тірек рамаларының жағдайын өстер мен белгілер бойынша салыстырып тексеру.

16. Жабдықты жөндеуге шығарғанға дейін мынадай іс-шаралар орындалады:

1) агрегатты ашқаннан және қарап-тексергеннен кейін нақтыланатын жұмыстар көлемінің липтік ведомосы дайындалады;

2) жөндеу жұмыстарын жүргізудің технологиялық кестесі жасалады;

3) қажетті материалдар мен қосалқы бөліктер дайындалады;

4) керек-жарақтар, құрал, такелаж жабдығы және көтеру-көлік тетіктері жинақталады және жарамды қалыпқа келтіріледі;

5) бөліктер мен бөлшектердің орналасқан жері көрсетіле отырып, жұмыс орындары мен жөндеуге арналған алаңдар дайындалады;

6) жөндеу бригадалары жинақталады және оларға нұсқаулар беріледі.

17. Қауіпсіз жұмыс жағдайларын қамтамасыз ету үшін және аварияларды болдырмау үшін тозаң дайындау жабдығын жөндеу "Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдығын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 20015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығына сәйкес ресімделген нарядтар бойынша жүргізіледі (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген).

2-тарау. Көмір шанаптары

18. Темір-бетон шанаптардың ішкі қабырғалары темірленеді және тегістеледі. Шанаптардың және ағымдардың ішкі жағының жоғары бөлігінде шығып тұратын бөліктер (конструкциялардың, тойтармалар басының және басқа да жабдықтың бөлшектері) жоқ. Темір-бетон шанаптарды қаптау кафель плиталарымен жүргізіледі.

19. Шанаптардың қабырғалары құрайтын ішкі бұрыштары жазықтықтармен жабылады немесе дөңгеленеді, қалқалағыштардың және сөніп қалатын құрылғылардың гарнитурасышанаптың немесе ағымның шығу тесігі қимасының тарылуын болдырмау үшін ішіне шығып тұрмайды.

20. Өнімділігі 120 тонна/сағ (бұдан әрі – т/с) астам шикі отынның қазандықтардың шанаптарында тұрып қалуын болдырмау үшін шанаптардың шығу тесіктерінің мөлшері кез келген бағытта кемінде 1 метр болып айқындалады. Шығу тесіктерінде жүк түсіретін қалқаларды орнатуға жол берілмейді.

21. Шанаптардың астындағы ағымдарда шанаптың шығу тесігінің қимасына тең ұзына бойы қима болады.

22. Шикі отын қазандығы шанаптары мен ағымдар қабырғаларының еңіс бұрыштары барлық көмірлер үшін көлденеңінен кемінде 60 градус және шымтезек үшін кемінде 65 градус.

23. Шанаптар мен ағымдарда есіктері тығыз жабылатын люктар мен қыстырылып қалған отынды көсеу үшін алаңдар болады.

24. Көмір ағымдары барынша қима, сынбаған және майыспаған дөңгелетілген немесе дөңгелек бұрыштармен орындалады. Ағымдарда отынның тұрып қалуының және оның қабырғаларға жабысып қалуының алдын алу үшін қабырғаларын жылыту жүргізіледі немесе дірілдеткіштер мен қиратушылар қолданылады.

25. Ағымдарда отынның тұрып қалуын жоятын тиімді шаралар мыналар болып табылады:

1) олардың қимасын ұлғайту;

2) бұрылыстарды жою немесе тегістеу;

3) еңіс бұрышын ұлғайту;

4) квадрат ағымдарды дөңгелектерге ауыстыру.

26. Тозаң шанаптарын жөндеген кезде тірек конструкцияларының және шанап аспаларының сенімділігі тексеріледі.

27. Отынның диірменге кідіріссіз берілуін қамтамасыз ету үшін шанаптарда автоматты пневматикалық құлату монтаждалады. Автоматты пневматикалық құлату схемасы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаға сәйкес суретте көрсетілген. Әрбір шанапқа 6-ауы орнатылатын пневматикалық құлату коллекторына компрессорлардан 3 – 4 атмосфералық қысыммен сығылған ауа берілген. Коллектор А41/С типті (1 кило Ватт (бұдан әрі – кВт), 200 Вольт (бұдан әрі – В), минутына 330 айналым (бұдан әрі – айн/мин) 4 электр қозғалтқышпен айналымға келетін 3 жұдырықша білекті клапанды корапты білдіреді. 5 редуктор арқылы жұдырықша білектің айналу жылдамдығы 5 айн/мин. дейін азаяды. Ауа әрбір клапаннан шанапта орнатылған шүмектің белгілі бір белдігіне беріледі. Жұдырықшалар клапандар шүмекке төменнен жоғары қарай кезекпен ауа өтуін ашу үшін кезектілікпен айналады.

28. Пневматикалық құлатудың электр қозғалтқышын қосу үшін қоректендіргіште отынның үзілуі импульс болып табылады. Қоректендіргіш таспасында отын қабаты болмаған кезде топсаға орнатылған қалақ жіберіледі және байланысты тұйықтайды.

29. Қазандықтың және тозаңзауыттың шикі отын шанаптары (кесте бойынша) қарап-тексеру және жабысып қалған отыннан тазалау үшін толығымен босатылады. Шанаптарды тазалау Қауіпсіздік техникасының қағидаларына сай жүргізіледі.

30. Шанаптар мен ағымдардың отынын көсеу және оларды отыннан тазалау жөніндегі жұмыстарды механикаландыру үшін қашықтықтан немесе автоматты басқарылатын құрылғылар (пневматикалық, механикалық, электрдірілдеткіш) көзделеді.

3-тарау. Көмір қоректендіргіштері

31. Көмірдің таспалы, қырғыш, қырғыш-барабанды және тақталы қоректендіргіштері отынның барлық түрі үшін қолданылады. Фрезерлік шымтезек үшін тақталы және қырғыш қоректендіргіштер пайдаланылады. Дискілі қоректендіргіштер сусымалы, жағылмайтын отындарда пайдаланылады.

32. Айналым санын жатық реттеу үшін көмір мен тозаңның барлық түрінің қоректендіргіштерінде ауыспалы ток электр қозғалтқышы тұрақты ток электр қозғалтқыштарымен ауыстырылады.

33. Шикі көмір қоректендіргіштерін жөндеу үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 1-суретіне сәйкес кран-арба немесе жүк көтерімділігі 0,5 – 1 тонна автоматты тиегіш қолданылады.

1-параграф. Дискілі қоректендіргіштер

34. Дискілі қоректендіргіштердің техникалық сипаттамасы осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес 1-суретте көрсетілген, осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес 1-кестеде берілген.

35. Қоректендіргіш жұмысының сенімділігін арттыру үшін оның дискісінің диаметрін 1000 - 1200 миллиметрге (бұдан әрі – мм) ұлғайтады.

36. Дискілі қоректендіргіштерді орнату мынадай рұқсаттарды сақтап орындалады:

1) қоректендіргіштің жоғары ернемегінің көлденеңінен 1,5 мм аспай ауытқу;

2) дискінің қапталдық соғуы – 2 мм аспайды.

37. Дискілі қоректендіргішті жөндеген кезде құбырлардан жаалған шалқайтылатын арқалықтары бар жеңіл көшпелі төрттағандар қолданылады. Арқалықтардың бос аяқтары қоректендіргіштің корпусына сүйенеді және оларға қоректендіргіштің қақпағын ығыстырады.

38. Қоректендіргіштің дискі осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 2-суретіне сәйкес біліктен бұрандалы алынғышпен алынады. Бұзуды жеңілдету үшін дискіні білікке конустық қондыру қолданылады.

39. Корпустың тозуының азаюына және шикі көмір қоректендіргіші тәрелкесінің сыналануына сауыттың корпусқа қоректендіргіштің тәрелкесі мен сауыттар арасындағы қуысты сипиральды түрде ұлғайтып сауыт орнатумен қол жеткізіледі. Дискілі қоректендіргіштің спиральды сауытындағы қуыс осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 3-суретіне сәйкес қоректендіргіштің айналу бағыты бойынша бірте-бірте ұлғаяды. Мұндай құрылғы қоректендіргіш жұмысының сенімділігін ұлғайтады және жөндеуге жұмсалатын шығындарды азайтады.

2-параграф. Таспалы қоректендіргіштер

40. Таспалы қоректендіргіштердің сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес айқындалады.

41. Көмірдің таспалы қоректендіргіштерін орнатқан кезде тірек металл конструкцияларының тігінен жазықтықтардан ауытқуы 5 мм аспайды. Ролик өсінің қоректендіргіштің көлденең өсіне қатысты ауытқуы 1 мм аспайды. Қоректендіргіштің таспаның жиегіне жақын орналасқан жылжымалы элементтерінде таспа жағынан ұшты шеттері болмайды.

42. Шикі көмірдің таспалы қоректендіргіштерінде таспалар, барабандардың мойынтіректері, редуктор мен муфталар тозады. Тозған таспа ауыстырылады. Алу үшін таспа кесіледі. Жаңа таспа сол жерде біріктіріледі.

43. Барабандардың мойынтіректерін жөндеу үшін таспаның тартылуы әлсіретіледі және барабан көтеріледі.

44. Редукторды жөндеу үшін оның қақпағы алынып, корпусы керосинмен жуылады. Тегершіктер мен мойынтіректер қаралады. Тегершіктердің тістері тістің жоғарғы жағын санағанда 50 %-ға тозған кезде тегершіктер тістердің екінші жағымен жұмыс істеу үшін бұрылады. Екінші жағының тістері де тозған кезде тегершік сол шамаға ауыстырылады, қаралады және, егер қажет болса муфталар монтаждалады.

45. Шикі көмірдің таспа қоректендіргіштерінің жұмысында жиі кездесетін ақаулардың себептерінің бірі шанаптан шыққан кезде көмірдің ірі кесектерінің немесе басқа заттардың тұрып қалуы болып табылады, бұл таспаның бұзылуына және тозуына және таспадағы отын қабатының үзілуіне әкеледі.

46. Осы ақауды жою үшін таспаның жылдамдығы азайтылады, бұл ретте таспадағы отын қабатының қалыңдығы мен таспа мен шанаптан шығатын көмір ағымындағы реттеуші жапқыш арасындағы қашықтық ұлғаяды. Бұған осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаның 1-суретіне сәйкес редуктор мен қоректендіргіштің жетекші барабаны арасындағы тегершіктердің қосымша жұбын орнатумен немесе жетекші барабанның диаметрін азайтумен қол жеткізіледі.

47. Таспаның жылдамдығын азайту реттеудің нашарлауына әкеледі, себебі кешігу көбейеді, ал жетекші барабанның диаметрінің азаюы таспа жігінің неғұрлым жылдам зақымдануына әкеледі.

48. Көмір ағымнан таспаға шыққан кезде қабаттың қалыңдығын реттейтін жапқышта осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаның 2-суретіне сәйкес жүгі бар шалқаймалы клапан орнатылады. Көмірдің ірі кесектері немесе бөгде заттар өткен кезде есік көтеріледі, ал кейін қарсы салмақтың әсерінен қайт орнына барады.

49. Отынның жүру барысында таспаға жабысуын және оның астына кіруін жою үшін отын төгетін жерге қарсы салмақты пышақтар (қырғыштар) орнатылады.

3-параграф. Қырғыш қоректендіргіштер

50. Отынның қырғыш қоректендіргіштерінің сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшаның 2-кестесінд келтіріледі.

51. Қырғыш қоректендіргіш жұмысының сенімділігін арттыру үшін көмір шанаптары мен ағымдарын реконструкциялау есебінен, сондай-ақ төменгі беруден жоғарыға ауысу есебінен оның ұзындығы азайтылады.

52. Тізбектер жұмысының төзімділігі мен сенімділігін арттыру үшін тіліктердің қалыңдығы бастапқыға қарағанда 15 – 25%-ға ұлғаяды және оларды дайындау үшін сапасы жоғары материал қолданылады (таңбасы Ст.3, Ст.4 типті болаттар).

53. Бүгілген нысандағы қырғыштары бар қырғыш қоректендіргіштерде осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшаның 1-суретіне сәйкес қабырғалары қатаң тікелейлермен ауыстырылады, ал тізбектерге бекіту бұрындалармен орындалады, осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшаның 2-суретіне сәйкес реконтрукцияланған қырғыш.

54. Үстелдердің тозуын азайту үшін үстелдің бір жағына мөлшері 100х6 мм екі көлденең болат жолақтар ерітіп жапсырылады, онымен қырғыштар қозғалады.

55. Отынның жабысып қалуын азайту және оны үстелдерге престеу үшін қырғыштардың төменгі жиектеріне жабысып қалған көмірді айналдыру үшін өзектер (тістер) ерітіп жапсырылады. Өзектерді ерітіп жапсыру 15 – 20 қырғыштан кейінгі аралықпен екі аралас қырғышпен жүргізіледі. Қораптың қапталдағы қабырғаларына ішкі жағынан шынжырлардың үстінен 2 бағыттаушы бұрыш ерітіп жапсырылады, олар қырғыштарды көтертпейді және үстелге жабысқан көмірдің үстінен өткізбейді, бұл қырғыштарды барлық уақытта үстелдің дәл үстінен қозғалуына мәжбүрлейді және жабысып қалған отын кетеді. Бағыттаушы бұрыштардың сөрелері "шақырушы" кіруді жасау үшін жазылады.

56. Қорғыш қоректендіргіштердің тез тозатын бұрамдықты редукторлары тістегеріштілермен ауыстырылады.

57. Қоректендіргіштің жетегіндегі сенімсіз топсалы-тілімді шынжырлар тістегерішті біліктермен ауыстырылады.

4-параграф. Тілімді қоректендіргіштер

58. Отынның тілімді қоректендіргіштерінің техникалық сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшаның 2-кестесінде көрсетілген.

59. Тілімді қоректендіргіштердің негізгі кемшіліктері мен ақаулары:

1) төсемнің қапталдық тығыздығының болмауынан және тілім арасындағы саңылаулардан отынның қоректендіргіштің астына кетуі;

2) тілімдерге отынның жабысып қалуы, оның төсемнің астына кетуі, төсем мен оттық арасында жаншылу және қабат қалың болған кезде тетіктің жүріс шынжырының қалыпты жұмысының бұзылуы;

3) пайдалану процесінде жүріс шынжырын созу және оның салбырауы соншалықты, тілімдер қоректендіргіштің түбіне тие бастайды, соның салдарынан шынжыр үзіледі. Тартқан кезде шындырдың үзілуі;

4) қоректендіргіштер жабық қаптамасыз жұмыс істеген кезде ауаны топырақтау және саңылаулық тарту;

5) шындыр саусақтарының тозуы;

6) жүктеме көп болған немесе бөгде заттар түскен кезде керу құрылғысының істен шығуы;

7) шойын муфталардың істен шығуы.

60. Тілімді қоректендіргіштер жұмысының сенімділігін арттыру үшін мынадай іс-шаралар ұсынылады:

1) шанаптан шығатын кезде отынның қоректендіргіштің астына кетуін болдырмау үшін қапталдық нығыздау орнатылады;

2) шойынды керу серіппелі құрылғысы мен муфталар болатқа ауыстырылады.

4-тарау. Тозаң шанаптары

61. Тозаңның шанапта сенімді және бірдей қозғалуы шығу саңылауын кеңейтумен қамтамасыз етіледі. Тозаң қоректендіргіштерінің кіру мөлшерлері шанаптың шығу саңылауының мөлшерлеріне сәйкес келеді.

62. Шанаптардың қабырғалары тігінен немесе оларды тігіне кері еңкіштеп орындалады, шығатын ұяшықтар тікелей қабырғаның жанында (аралық еңкіс асусыз) орналасады.

63. Шанап мүлде тығыз және жақсы, әсіресе қазандықтың және терезелердің салқын қабырғалары жағынан жылытылып орындалады, шанаптың төменгі бөлігі осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 1-суретіне сәйкес 1,5 – 2,5 метр биіктікте 150-200 градус Цельсий температурамен (бұдан әрі –

С ) ыстық ауамен жылытылады. Бір шанапқа ауа шығысы шамамен 250 – 300 текше метр/сағ. (бұдан әрі - м³/с) қамтамасыз етіледі.

Шанаптармен ортақ қабырғалары бар тозаң шанаптарының құрылыстарына жол берілмейді.

64. Сыртқа шығатын ұяшықтардың нысанына ерекше назар аударылады. Жиынтықтардың құрылуын жою үшін ұяшықтардың арасындағы "төбешіктер" қабырғалардың симметриялы емес еңкістерімен орындалады.

65. Бетон шанаптардың ішкі беті тазартылады және темірлендіріледі. Бұрыштары дөңгелетіледі және кемінде 0,3 – 0,5 метр радиуспен орындалады.

66. Шанапқа тозаңның кіруі бытырап орналасады, ол үшін шанап ұзындығының 3 метріне кемінде бір ағым болады және тозаң осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 1-суретіне сәйкес тұрып қалған аймаққа беріледі. Мұндай берілу кезінде тозаңның жоғары қабаттарының үздіксіз жаңаруы жүреді, бұл оның үстінің өздігінен жануын болдырмайды және тозаңның шанаптың еңкіс қабырғаларында қозғалуы үшін неғұрлым қолайлы жағдай жасайды.

67. Шанапты тозаңнан толығымен тазарту және тазартылған шанапты қарап-тексеру қазандықты әрбір күрделі жөндеген кезде жүргізіледі.

68. Пайдалану кезінде шанапты тозаңнан босатуға рұқсат етілмейді.

5-тарау. Тозаңды қоректендіргіштер

69. тас көмірлер үшін электр станцияларда тозаңды қалақты, ал қоңыр көмірлер үшін иірлікті қоректендіргіштер қолданылады. Қалақты қоректендіргіштер тозаңды неғұрлым бірдей беруді қамтамасыз етеді.

70. Қоректендіргішті ағымдағы жөндеуге тоқтатқанға дейін қоректендіргіштің үстінен жапқыш жабылады және қоректендіргіште қалған көмір тозаңы жарамсыздандырылады. Қоректендіргіш күрделі жөндеуге тоқтаған кезде шанапта бар көмір тозаңы жарамсыздандырылады, шанап тозаңнан тазартылады.

71. Қоректендіргішті жөндеуге шығаруға арналған рұқсат ресімделгеннен кейін оны бөлшектеуге кіріседі және электр қозғалтқышынан кернеу алынып тасталады.

72. Қоректендіргішті бөлшектеу басталғанға дейін жұмыс орнында құралдар, қырғыш материал, керосин, ұсақ бөлшектерге арналған жәшіктер, жуылған және тазартылған бөлшектерді қою үшін фанераның немесе металл табақшасы дайындалады.

73. Тозаң қоректендіргіштерін жөндеу жөндеу көлеміне қарай механикалық шеберханада, арнайы жабдықталған алаңда немесе қондырғы орнынжа жүргізіледі.

74. Жөндеу басталғанға дейін тозаң қоректендіргіштерін қарап-тексеру жүргізіледі:

1) корпустардың тығыздығы (тозаңдану орындары немесе тозаң қоректендіргіші жұмыс істеп тұрған уақытта тозаңның шығуы белгіленеді);

2) жетектің жай-күйі;

3) тозаңның тозаң қоректендіргіштерге берілуін реттеудің бірқалыптылығы мен жеңілдігі және мойынтіректердің олардың жұмыс істеуі кезінде шектен тыс қызып кетуінің болмауы;

4) тозаңның иірлікті қоректендіргішінің сына тәрізді белдігінің тозу дәредесі;

5) майлау құрылғыларының жай-күйң және майдың тығыздалу арқылы ағуының болмауы, маймен толтырылудың дұрыстығы;

6) жапқыштардың тоқтатқыш тозаңының тығыздығы, олардың жүрісінің жеңілдігі, ашу-жабу көрсеткіштерінің болуы;

7) тозаңқоректендіргіштер жұмысындағы қандай да болмасын қалыпсыздықтардың болмауы (едәуір дірілдеткіш, гүріл, соққы, үйкеліс элементтерінің қызуы);

8) электр қозғалтқыштардың аспаптар бойынша жүктемесі (амперметр бойынша жүктеменің асып түсуі агрегат жұмысының қалыпсыздығын көрсетеді).

75. Қоректендіргішті бөлшектеген кезде мыналарға назар аударылады:

1) иірлік қоректендіргіш қалақтарының тозу сипаттамасы және олардың қалақты қоректендіргіште өндірімі;

2) біліктердің жай-күйі, олардың мойындарының конустығының және эллипстігінің болмауы;

3) тозаңның иірлікті және қалақты қоректендіргіштерінің жекелеген элементтерінің тығыздаманы тығыздағыштар мен қосылыстардың сапасы;

4) мойынтіректердің тозуы, оларды білекке орнату тығыздығы, мойынтіректер корпустарының жай-күйі.

1-параграф. Қалақты қоректендіргіштер

76. Электр станцияларына орнатылған осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 1-суретіндегі қалақты қоректендіргіштерде осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 1-кестесінде келтірілген сипаттамалар бар.

77. Тозаңның қалақты қоректендіргіштерінің неғұрлым жиі бүлінуі:

1) қоректендіргіштің корпусына бөгде заттар (жоңқалар, металл кесектері, электродтар, сымдар) түскен кезде сақтандырғыш сұққыны қию және олардың қопсытқышты, құлаған және өлшегіш қалақты дөңгелектерді сыналауы. Сұққыны қию қоректендіргіштің өнімділігінің жылдам төмендеуінен және электрқозғалтқышта токтың азаюынан байқалады;

2) тозаңның үйкелуінен қопсытқыштың тозуы, бөгде заттар түскен кезде сыналанудан сынулар немесе болат құймада қуыстардың, шөгілген жырықтардың және басқа да ақаулардың болуы. Қопсытқыштың тозуының жай-күйі мен сипаты люк арқылы қарап немесе қопсытқышты бұзған және ойған кезде айқындалады;

3) дұрыс пайдаланбау, артқан діріл, мойынтіректер мен тегершіктерді дұрыс жинамау салдарынан мойынтіректердің, тегершіктердің, бұрамдық жұптың тозуы, тозаңның тығыздаманы тығыздағыш арқылы майға түсуі, сызаттар мен қажамалардың пайда болуын әкелетін ластанған майды қолдану, сондай-ақ шойын және қола құймада қуыстардың, қож қоспаларының және басқа да кінәраттардың болуы. Детальдардың тозу дәрежесі мен сипаты бөлшектеген кезде көрінеді;

4) жоғары корпусқа шанаптан қоректендіргішке тозаңның түсуіне, сондай-ақ тозаңның бұрандаға түсуіне немесе бұранданы қате кесуге және жетекті дұрыс жинамауға жол бермейтін клапандардың жабылуына кедергі келтіретін ылғал тозаңның толуы нәтижесінде жетек тетік мен клапандардың бұрандалары мен сомындарының қажалуы. Детальдардың тозу дәрежесі жетек детальдарын, сондай-ақ ашылатын люк арқылы корпустың үстін қараумен айқындалады.

78. Мынадай зақымдар салыстырмалы түрде сирек болады:

1) люк бекіткішінің ішкі жұқа тақтайшалармен жеткілікті сенімсіз конструкциясының немесе сапасыз материалдың салдарынан тетіктің бөгде заттармен сыналануынан люкті сындыру;

2) дұрыс жинамау, төсемдердің тозуы, қуыстардың болуы және құймадағы басқа да ақаулардың салдарынан қоректендіргіштің корпусындағы және люктердің қақпақтарындағы жалғағыштар арқылы тозаңдану;

3) білікке отырғызылған детальдар бөгде заттармен сынамаланған кезде қанағаттанғысыз жинау салдарынан біліктің қисаюы, біліктің қисаюы тетіктің дірілінің ұлғаюына әкеледі.

79. Қалақты қоректендіргіштерді орнату орнында жөндеген жағдайда оларды бөлшектеу және қарап-тексеру тәртібі мынадай:

1) жалғастырғыш бөлшектелінеді, арба электрқозғалтқышпен келтіріледі, осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 2-суретіне сәйкес электрқозғалтқышты қоректендіргіштің корпусына бекітетін бұрандалар босатылады, электрқозғалтқышты жаймен арбаға немесе қоректендіргіштерге қызмет көрсету алаңдарына – арнайы ағаш төсемдерге түсіреді. Бөлшектелген детальдарда және муфтаның саусақтарында бар таңбалану қалпына келтіріледі. Саусақтар мен жартылай муфта қарап-тексеріледі және олардың тозу дәрежесі белгіленеді;

2) редуктордан май ағызылады, май көрсеткіш пен майсауыт шешіледі, майдан арылып, тазартылады, керосинмен жуылады және құрғатып сүртіледі;

3) люктің жұқа тақтайшасына бекітілетін сомын босатылады, қақпағы, резеңке төсемі мен жұқа тақтайша бар білікше алынады;

4) клапандардың біліктері (сермер, тығыздаманың басқыш төлкесі, біліктің кілтегі, иінтіректер) бөлшектенеді, қажет болған кезде тоқтатқыш клапандар (шиберлер) алынады;

5) кепіл кілтек шығарылады, бұранда ағытылады және қапсырғыш муфта алынады, сақтандырғыш сұққыш шығарылады және қопсытқыш алынады, қопсытқыш сынған кезде ауыстырылады;

6) құлаған қалақты дөңгелектің қақпағына бекітілетін бұрандалар ағытылады және ығыстырма бұранданы пайдаланып, қақпақ алынады;

7) қалақты дөңгелектерге бекітілетін екі сұққыш шығарылады және беретін қалақты дөңгелек алынатын, беретін қалақты дөңгелек корпусының жоғары бөлігі (чашкасы) және өлшемді қалақты дөңгелек алынады;

8) бұранда ағытылады, қалақты өлшемді дөңгелектің төменгі бөлігі (чашкасы) алынады;

9) майлауға арналған түтіктер, білік детальдары мен тозаңды жіберу клапаны (білікше, иін, саусақ, тұтқа, кілтек пен клапан) бөлшектеледі, отырғызу орындары мен клапанның тығыздағыш беттері тазартылады және қаралады, өңдеудің, жапырылғандардың, қатерлердің, майысқандардың жоқтығы тексеріледі және жөндеудің көлемі немесе детальдарды ауыстыру қажеттігі туралы мәселе шешіледі;

10) қарсы сомын мен тік біліктің тірек шетмойны, бұранда бұралады, тік білекшенің шайбасы, сондай-ақ қалған бұрандалар алынады, қоректендіргіштің төменгі бөлігі редуктордың детальдарымен бірге, тік білектің бұрамдық тістегеріші алынады, тік білек шығарылады, тығыздаманың қақпағы алынады және корпустың орта бөлігінен тығыздаманың қола төлкесі шығарылады;

11) білік пен қалған детальдар керосинмен тазартылып, жуылады және құрғатылып сүртіледі. Білік оның мойыны және тығыздама арқылы өтетін жерлері қарап-тексеріледі және зақымдардың, сызаттардың, жырықтардың және жапырылғандардың жоқтығына, отырғызу орындарының тек 0,05 мм. дейінгі шекте рұқсат етілетін эллипстігі мен конустығына сендіріледі. Білік мойынының эллипстігі мен конустығына жол берілмейтін сызаттар болған кезде ауыстырылады;

12) тығыздаманың қола және басқыш төлкелерінің жай-күйң қарап-текеріледі және оларды одан әрі пайдалану мүмкіндігі белгіленеді.

Төлке мойынтіректерінің жай-күйі және олардың отырғызу орындары қарап-тексеріледі, егер білікті мойны мен төлке мойынтірегі арасындағы қуыс 0,1 мм артық болса, мойынтіректерді ауыстырады.

Қалақты беретін және өлшегіш дөңгелектері және оларды отырғызу орындары қарап-тексеріледі. Қалақты дөңгелектер шектен тыс тозу, сондай-ақ камералардағы сызаттар (радиальды және биіктігі бойынша) салдарынан бір жағына 0,5 мм асатын отырғызу орындарын бөлшектеу мүмкін болмаған кезде ауыстырылады.

Тозған дөңгелектер балқыма қаптамамен қалпына келтіріледі.

Бұрамдық және цилиндрлік тісті жұптардың жай-күйі қарап-тексеріледі. Іліністі тексерген кезде радиалды саңылаудың шамасы 0,2 – 0,3 модуль шегінде болса, екі қапталдан өлшенген радиальды саңылаулардың айырмасы 0,2 мм, ал қапталдық саңылаулар – 0,1 мм аспаса. Шағын редукторлар шегершіктерін ортаға жақындатқан кезде радиальды саңылаулар қорғасын сыммен өлшенеді.

Бояуға тексерген кезде байланыс беті тіс ұзындығының кемінде 75%, қапталдың саңылау шамасы 0,3 – 0,5 мм шегінде. Өңдеу шамасы тіс қалыңдығының 35% аспайды;

13) жартылай мутаның отырғызу орындарының және жартылау муфталар саусақтарына арналған ұялардың жай-күйі қарап-тексеріледі. Жартылай муфтаның отырғызу орындарын, кілтек ойығын немесе саусақтарға арналған ұяшықтарды отырғызу тапсырылғаннан артық бөлшектеген кезде және жартылай муфта 0,2 – 0,3 мм артық ұрылған кезде жартылай муфта жаңасына ауыстырылады. Саусақтар, егер сызаттар, пленкалар мен қуыстар, сондай-ақ бүгілген немесе жеңіл, жартылай муфтаның ұяшығына кіретін саңылау болса ауыстырылады, серпімді шайбалар олар диамері бойынша 1 мм артық өңделсе ауыстырылады.

Бұрамдық тістегеріш пен төлке алынады, сондай-ақ шпилькалар бұралып алынады, қақпағы мен тығыздама, төлке, шайба алынады және мойынтіректері бар бұрамдық білік шығарылады, жалғастырғыш жартылай муфта қапсырманың көмегімен алынады.

Табанды және тірек шарикті мойынтіректер алынады.

80. Тозған детальдарды жөндегеннен және ауыстырғаннан кейін кері бөлшектеу кезектілігімен қалақты қоректендіргішті жинау жүргізіледі. Қоректендіргішті жинағанға дейін тексеру және тығыздамаларды қайта тігіп тоқтатқыш клапанды (жапқышты) қажетті жөндеу жүргізіледі. Клапан жетектермен бірге орнына орнатылғаннан және оларды қажамай ашу жәіне жабу жеңілдігі тексерілгеннен кейін, бұдан әрі қалақты қоректендіргішті жинауға кіріседі.

81. Тозаң қоректендіргіш детальдарын жөндегеннен кейін бақылау түрде жинаған кезде ауыспалы стендте қалақты дөңгелектердің өлшегіш және беру камераларындағы саңылауларда шектер болады:

1) радиальды саңылау – 0,75 мм аспайды;

2) үстіңгі саңылау – 0,5 мм аспайды.

82. Тозаң қоректендіргішті орнату орнында жөндеген кезде жинау мынадай тәртіппен жүргізіледі:

1) қоректендіргіштің орта бөлігіне білік орнатылады, тығыздама толтырылады, төлке бекітіледі, майлау жүйесі орнатылады;

2) қоректендіргіштің тік білегіне төлкесі бар тістегеріш отырғызылады, тік білікте корпустың төменгі бөлігінде үш жүрісті бұрамдықта табанды және тіректі шарикті мойынтіректері бар редуктордың бұрамдық жұбы жиналып, орнына орнатылады, төлкені тік білікте майлау үшін газ түтіктері мен бұрыштамалары орнатылады. Қоректендіргіш корпусының төменгі бөлігі корпусының орташа бөлігімен қажетті қалыңдықтағы картон төсемде немесе бакелитпен майланған ватманда бұрандалармен бекітіледі және қалпақты майсауыт орнатылады;

3) берік цапфа домалатылады және тік білік алдын ала қондырғысы реттеледі, бұл ретте редуктордың жиналған бөлігін айналдырудың жеңілдігіне қолмен қол жеткізіледі;

4) өлшегіш қалақты дөңгелек корпусының төмен бөлігі қоректендіргіш корпусының ортаңғы бөлігіне орнатылады және білікке өлшегіш қалақты дөңгелек отырғызылады, беретін қалақты дөңгелек корпусының жоғары бөлігі (чашка) орнатылады және білікке беретін қалақты дөңгелек отырғызылады;

5) корпустың жоғары қақпасы киіледі және бұрандалармен бекітіледі;

6) білікке қопсытқыш және бекіткіш төлке кигізіледі, бағыттаушы сыққыштар, сақтандырғыш сыққыш онатылады және төлке білікпен бекітіледі;

7) редуктор тетігінің қоректендіргішпен айналуы қолмен тексеріледі және айналудың жеңілдігі мен жатықтығына көз жеткізіледі;

8) тозаңды жетекпен түсіру клапаны орнатылады, ашылу мен жабылудың жеңілдігі және жетек жұмысының дұрыстығы тексеріледі;

9) егер олар алынса, тозаңды тоқтататын клапандар және оларға жетек орнатылады, жабылу тығыздығы, сондай-ақ жетекті басқару жеңілдігі, клапандар жағдайының ортаылған көрсеткіштерінің дұрыстығы тексеріледі;

10) төсемдерге люктардың барлық алынған қақпақтары орнатылады және бекітіледі;

11) бұрамдық білікті электрқозғалтқышпен орталықтандыру жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес орталықтандыру жүргізіледі;

12) тозаң қоректендіргішті жинау процесінде радиальды және тік саңылаулар өлшенеді, өлшеуіштердің деректері формулярға жазылады, ал қол жетпейтін жерлерде бұл мақсат үшін қорғасын сым қолданылып, саңылаулардың бедерлемелері алынады. Электрқозғалтқыш редуктормен қолмен бұрылады.

83. Егер тетікті қолмен бұрған немесе тетікті айналу қиын болған кезде қажалу туындаса, қажалудың себептері анықталады және жойылады.

84. Қажалудың ықтимал себептері:

1) біліктің қиғаштануы;

2) мойынтіректерді қатты тарту;

3) корпусты маймен тым тығыз толтыру;

4) тығыздау тығындамасы білікке аса үйкелуі;

5) білікті немесе корпусты берілген отырғызуға сәйкес келмейтін өңдеу;

6) мойынтіректі тығыз жинау;

7) мойынтіректегі лай, жаңқалар және тағы басқалары.

85. Майсауыт пен редуктор майға толтырылады. Муфтаны қоршау орнатылады және бұрандамалармен бекітіледі.

86. Детальдарды жинаған кезде және детальдарды жаңасына ауыстырған кезде мынадай техникалық талаптар сақталады:

1) детальдардағы барлық өткір бұрыштар жиналар алдында мұқалады, қылаулары алынады;

2) барлық бұрандалар, бұрандамалар мен түйреуіштер қалыпты құралмен және кілттермен тығыз бекітіледі;

3) тартқан кезде құбырдан жасалған жалғамаларды пайдалануға рұқсат етілмейді;

4) сіргелердің аяғы таратылады;

5) шарикті-роликті мойынтіректерді орнына қондырардың алдында олар майлау материалы болып табылмайтын сақтандырғыш май жабындысын кетіру үшін бензинмен егжей-тегжейлі жуылады. Жинау процесінде шарикті-роликті мойынтіректерге металл тозаңдардың, жоңқалардың, лайдың түсуін болдырмайтын жағдай жасалады. Мойынтіректерді жинау аяқталғаннан кейін тығыздама сақиналар қойылады;

6) төлкелердің үйкелмелі үстінде сызаттың, жапырылғанның және майысқанның болуына жол берілмейді. Төлкелердің әртүрліқабырғада болуы жырықтың диаметріне кірудің артуына жол бермейді (ішкі диаметрі 30-дан 50 мм дейін төлкелер үшін 0,05 мм рұқсат);

7) білікке еркін орнатылған детальдар жеңіл және қолдан бірдей, сенделмей айналады;

8) жинаған кезде майлау үшін каналдардың болуы және байланысқан майлау саңылауларының және басқа детальдардағы каналдардың сәйкес келуі тексеріледі;

9) майдың жұмыс істеп тұрған беттерге жетуін қамтамасыз ету тексеріледі;

10) майлау үшін барлық каналдар мен жыралар жаңқалардан, лайдан тазартылады және жуылады;

11) майлау жыраларының шеттері дөңгелетіледі. Киізден жасалған нығыздаушы сақиналар алдын ала майммен сіңіріледі және майды немесе лайды жібермей білікке тығыздап кигізіледі;

12) редуктордың корпусы жинау алдында жаңқалар мен лайдан тазартылады және керосинмен жуылады;

13) майлы ваннаның ішкі жазықтары қорғасын бояумен боялады;

14) тісті іліністерді жинау осы Әдістемелік нұсқаулардың 79-тармағына сәйкес жүрістің жатықтығына, тарсылдың және ащы шудың жоқтығына кепілдік беретін талаптарды сақтай отырып жүргізіледі;

15) редуктор осы Әдістемелік нұсқауларға 108-тармақтың 2) тармақшасының талаптарына сәйкес 30 индустриальды маймен майланады
(Л маркасының машина майы);

16) сызбаларға сәйкес біліктердің, өстердің тіректерінің және басқа да өзара байланысты детальдардың параллельдігі мен перпендикулярлығы және өстердің денелер арасында шоғырлануы қамтамасыз етіледі;

17) қалақты дөңгелектердің өлшегіш және беру камераларындағы детальдар арасындағы саңылаулар осы Әдістемелік нұсқаулардың 81 және 82-тармақтарына сәйкес қамтамасыз етіледі;

18) тік саңылаулардың шамасын тік білектің берік цапфын тартып реттейді.

87. Жөндеген кезде осы нұсқаулыққа сәйкес тетіктің сапалы жиналуын қамтамасыз етпейтін барлық сынған және ақауы бар бөліктер мен детальдар ауыстырылады.

88. Мыналар бар детальдар жіберілмейді және ақаулы деп танылады:

1) едәуір серпінді жүктемеге ұшырайтын шойын және қола детальдардағы қуыстар мен басқа да үстіңгі ақаулар;

2) үйкеліске ұшырайтын үстіндегі қуыстар;

3) қабырғасының қалыңдығының көьін немесе үстінің 10% астамын жабатын бірлі-жарым қуыстар;

4) жөндеуге келмейтін отырған сызаттар;

5) ұяшық түріндегі қуыстары;

6) қуыстар мен сызаттар (тісті және бұрамдық дөңгелектердің тістеріндегі, қимадағы және тістің басындағы);

7) қабаттану, көпіршіктер және детальдардың өңделген станоктарындағы басқа да ақаулар.

89. Құймалар үшін олар орналасқан үстінің тереңдігі 20% астам қуыс болуына, сондай-ақ толассыз саңылауларға жол берілмейді.

90. Механикалық өңдеуге ұшырамайтын детальдардың үстіндегі ақауларды түзету зімпара шеңберді тазартып немесе құйма ақауының тереңдігі осы үстіңгі жақтар (қоректендіргішт корпусының бөліктері) үшін минусты рұқсаттардың шегінен шықпаған жағдайда кесіп қана жүргізіледі.

91. Майлау, үйкелетін және ұштасатын үстіңгі қабаттар өтетін жерлер, сондай-ақ оюлар тазартылады және жуылады.

92. Дөңестер, бұжырлар, құйма тігістер және басқа да тегіс емес жерлер шауып тасталады және тегістеледі.

93. Тозбайтын шойын және қола құймалардың беттерінде қуыстарды және басқа да болмашы ақауларды кейіннен тегістеп балқытып бекітуге рұқсат етіледі. Қопсытқыштың иілген қалақтары зілбалғаның жеңіл соққысымен түзетіледі.

94. Корпусты жөндеген кезде ернемекті қосылыстардағы және люктердің қақпақтарындағы тығызсыздық оларды ескі төсемдерден тазартумен және жапсарлас бетті егеп жойылады, редуктордың корпусындағы тығызсыздықтар оларды бояуымен тексеріп үстін қырып жойылады.

Корпустағы табылған ақаулар, қуыстар мен зақымдар балқытып пісірумен немесе ақаулы жерлерді балқытумен, сондай-ақ жамау жамап және бандаж орнатып жойылады.

95. Жұлып алынған және қағылған бұрандасы бар зақымданған төсемдер, тозған бұрандамалар мен түйреуіштер ауыстырылады.

96. Білікті тетікті жөндеген кезде клапандарды басқару бұранданың өстері мен жетектемелерінен пайда болған бұрыштардың теңдігі тексеріледі. Бұрыштар сәйкес клмеген кезде жетектемелердің бірі жапқыштың өсінің айналасынан бұрылады, ол үшін оның білікшемен жетекті қосылысы қайта жасалады.

97. Тоқтатқыш клапандар (жапқыштар) олардың арасында, сондай-ақ олар мен корпус арасында үлкен саңылау болған кезде жөнделуге тиіс:

1) болат – үстін электрмен балқытып қаптау және оларды қалыпты мөлшерге дейін аралап өңдеу;

2) шойын – қаптама орнату. Егер мұны жасау мүмкін болмаса, клапандар ауыстырылады.

98. Тозаң түсіру клапанының тығыздау үстіндегі тоттану іздері, қатерлер, жапырылғандар мен басқа да ақаулар үйкелудің қажетті тығыздығын қалпына келтіргенге дейін аралап және сүртіп тазартылып жойылады.

99. Білікті жөндеген кезде біліктің мойнындағы және отырғызу орнындағы жапырылғандар, ысырылғандар, қатерлер мен тот басу кейіннен майлы зімпара матамен тегістеліп жойылады. Біліктің мойнындағы конустылық пен эллипстік 0,05 мм аспайды.

100. Станокта немесе өзінің мойынтіректерінде индикатормен тексерумен анықталған біліктегі қисаю токар станогында түзетіледі, бұл үшін білік иілген жағы үстінде болатындай етіп орталықтарда орнатылады. Ең көп қисаятын жерлерде білікті станокқа параллель орнатылған төменнен домкраттармен тіреу қажет, ал қисайған бөлігіне мыс төсем төселеді және балғаның соққысымен бірте-бірте білік түсетіледі.

101. Қабыршақ жыраны жасаған кезде жартылай муфтада жаңа қабыршақ жыра жонылады және оған жаңадан жасалған қабыршақ сәйкестендіріледі. Қабыршақ біліктің ұяшығы бойынша жонылады және осы мөлшермен жартылай муфтаның ұяшығы бойынша қабыршақ жыра сәйкестендіріледі. Призматикалық қабыршақтардың қапталдық грандар бұл ретте ұяшыққа тығыз кіреді. Жартылай муфтадағы ұяшық пен қабыршақтың үстіңгі граны арасындағы саңылау 0,2 мм-ге тең.

102. Жартылай муфтаның саусақтары мен былғары шайбаларын жөндеу осы Әдістемелік нұсқаулардың 79-тармағында көрсетілгендей жүргізіледі. Төлекелі биметалл мойынтіректердегі отырғызу орындарын рұқсат етілгеннен көп және біліктің мойны мен мойынтірек арасындағы саңылауды 0,05 мм артық қапталға өңдеген кезде мойынтіректер жаңаларымен ауыстырылады.

103. Майсауыттарда майдың бар болуы тексерілгеннен және учаске мастерінің талабы бойынша жалпы қарап-тексерілгеннен кейін тозаң қоректендіргішті вата персоналы оны тозаңсыз сынап көру үшін 1,5 – 2 сағат ішінде жұмысқа қосады.

104. Қоректендіргішті қосар алдында бос жүрісте сынап көру үшін электрқозғалтқыш пен электр өткізгіштің жұмыс істеп тұрғандығы, қосатын және реттейтін құрылғылар қалпының дұрыстығы, редукторды көрсеткіш бойынша маймен толтырылуының дұрыстығы және майды білікке беретін майсауыттың толтырылуы, шанаптағы тоқтатқыш клапандардың (жапқыштардың) жабылуы, тозаң жібері клапандары, люктердің қақпақтармен тығыз жабылуы, қоректендіргіш тетігінің қолмен айналу жеңілдігі тексеріледі.

105. Электр қозғалтқыш қосылады және тозаң қоректендіргіштің талап етілетін айналу саны белгіленеді. Тозаң қоректендіргіштің жұмысын бос жүрісінде байқауды жөндеуші персонал жүргізеді және тетікті тыңдаудан, дірілді және мойынтіректер мен тығыздамалардың шектен тыс қызуының болмауын тексеруден болады.

106. Агрегат дірілінің рұқсат етілетін шамасы – 0,1 мм аспайды.

Бұрамдық және тісті берілістерді күрделі жөндегеннен кейін майы химиялық зертхана қорытындысы бойынша ауыстырылады.

107. Мойынтіректер 60

С астам қызған кезде қоректендіргіш тоқтатылады және мойынтіректерді майлау жағдайы, мойынтіректердегі және айналатын детальдар арасындағы саңылаулар тексеріледі. Тығыздамаларды ысытқан кезде буксты тарты босатылады. Діріл көбейген кезде агрегаттың орталықтандыру және детальдарды білікке орнату дұрыстығы, әлсіреудің болмауы тексеріледі.

108. Қалақты тозаң қоректендіргіші сыналатын пайдалануда 24 сағат ішінде жүктемемен жұмыс істеген кезде мыналар қадағаланады:

1) жұмыстың дұрыстығы және мойынтіректердің және редуктордың 70

С аспайтын майлы ваннасындағы майдың температурасы;

2) майлау құрылғылары жұмысының дұрыстығы: редукторға май көрсеткіштің қатері бойынша 30 индустриальды маймен майланып толтырылуы (Л маркалы машина майы), томалану мойынтіректерінің және тозаң қоректендіргіштің білігіне май беретін майсауыттардың тығыз балқитын майлармен толық толтырылуы;

3) қақпақтар мен тығыздағыштарда майдың ағып кету орындары;

4) электр қозғалтқыш мойынтіректерінің жол берілмейтін дірілі (0,1 мм астам), қалыпсыз шуы, гүрсілі, соққысы, қажалуы, үйкелетін бөліктердің едәуір қызып кетуі, сондай-ақ редуктивті берілісте қызып кету мен шудың болмауы үшін қоректендіргіштің дұрыстығы мен кідіріссіз жұмыс істеуі;

5) тығыздықтың, тозаңның корпуста және тозаң қоректендіргіштің ернемекті қосылыстарында, люктерге қақпақтарда және тозаң жібері клапанында қағылуының болмауы;

6) тозаңды тозаң қоректендіргішке беруді реттеудің жатықтығы мен жеңілдігі 450 - 1350 айн/мин шегінде;

7) қоректендіргіш электр қозғалтқышының аспаптар бойынша жүктемесі (жүктеменің амперметр бойынша қалыптыға қарағанда асып түсуі агрегат жұмысының дұрыс еместігін көрсетеді);

8) клапандарды ашу және жабу көрсеткіші қалпының, тозаң жіберу клапанының тоқтатқышын орнату.

109. Тозаңды қоректендіргіштің беруі тоқтаған кезде:

1) қоректендіргіштің тетігіне қол жеткізу үшін люктің қақпағы ашылады, ;

2) вскрывается крышка люка для доступа к механизму питателя, қопсытқыш қысылып қалған жоқ па және қоректендіргіштің корпусында бөгде заттар (жоңқалар, металл кесектер) жоқ па екендігіне тексеріледі және алынып тасталады;

3) сақтандырғыш сұққыштың тұтастығы тексеріледі және ол бүлінген жағдайда жаңасымен ауыстырылады;

4) дөңгелектер сыналанған кезде тетікті бөлшектеу жүргізіледі, қопсытқыш, қақпақтар, чашкалар, беруші және өлшегіш қалақты дөңгелектер алынады;

5) барлық детальдар тозаңнан және бөгде заттардан тазартылады және орнына орнатылады, бұл ретте ақаулары ауыстырылады, қоректендіргіштің тетігі муфтаға қолмен бұрылады, оның айлануының жеңілдігі мен жұмсақтығына көз жеткізіледі, люктің қақпағы және тозаң жіберу клапаны жабылады, мойынтіректің майсауыты мен редуктордың камерасы маймен толтырылады және қоректендіргіш қайтадан жұмысқа қосылады.

110. Тозаң редуктордың ваннасына түспеуі үшін қалақты қоректендіргіштерде редуктордың камерасы осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 1-суретіне сәйкес тозаң камерадан бөлінеді. Солидолды майсауытпен екі фетрлі сақина арасындағы бос қуысқа беріп, қосарланған фетрлік тығыздағыш қолданылады. Тозаңның редукторға түсуі байқалатын қоректендіргіштерде тығыздамалы камераның биіктігінің аздығынан (20 мм жуық) оның биіктігін 40 – 60 мм дейін ұлғайтқан жөн.

2-параграф. Иірлік қоректендіргіштер

111. Иірлік қоректендіргіштер осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаға сәйкес 3-суретте көрсетілген, ал олардың сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 1-кестесінде келтірілген.

112. Тозаңның иірлік қоректендіргішінің неғұрлым жиі зақымдануы:

1) иірлік шиыршықтары жиегінің және қаптаманың ішкі жағынан қажалуы. Иірліктің қажалуы люк арқылы немесе ток бойынша жүтемені қалыптыға қарағанда азайту бойынша табылады;

2) иірлік білігінің қанағаттанғысыз жинау немесе иірлікті көмір тозаңымен бастыру салдарынан қисаюы мен сынуы. Біліктің қисаюы иірлікті байқудан және оны жұмыс істеу барысында тыңдаудан анықталады. Мардымсыз қисаю иірлік қоректендіргішті бөлшектеген кезде анықталады;

3) иірліктің тынышсыз жұмысының салдарынан болатын шарикті мойынтіректердің тозуы, сапасыз май қолдану, мойынтіректің көмір тозаңымен бітеліп қалуы немесе мойынтіректің майланбай жұмыс істеуі. Тозу сипаттамасы иірлік қоректендіргішті және мойынтіректерді өңдеген кезде айқындалады;

4) мойынтіректерді дұрыс жинамау немесе иірліктің тынышсыз жұмысының салдарынан біліктер мойындарының тозуы немесе майлау жүйесінің бұзылуы;

5) тығыздама тығыздағыштары арқылы тозаңдану, ол дұрыс жинамау, тығыздамаларды дұрыс толтырмау, тығыздаманың жеткіліксіз тығыздығынан немесе тығыздаудың өзінің өңімділігі салдарынан болуы мүмкін;

6) сына тәрізді белдіктің жетекті дұрыс жинамау салдарынан үзілуі немесе сапасын белдікті пайдалану.

113. Тозаңның иірлік қоректендіргішін бөлшектеу және қарап-тексеру тәртібі:

1) жетек дөңгелегінің бастаушы және жетекші дөңгелектерінің қоршауы алынады, бекіту бұрандамалары ағытылады;

2) белдіктер алынады, арба электрқозғалтқышқа келтіріледі, оның үстіңгі беті қисайған және электрқозғалтқышты қоректендіргіштің корпусына бекітетін бұрандамалар бұралады. Электрқозғалтқыш абайлап алынады және арнайы ағаш төсемдерге орнатылады;

3) майсауыт алынады, бөлшектеледі, майдан тазартылады, керосинмен жуылады және құрғатып сүртіледі;

4) иірліктің білігіне берік сомын бұрылады, алынғыштың көмегімен бастауыш дөңгелек тартылады. Дөңгелекті алған кезде оның білікке қуыс бұрғымен орнығу тығыздығы тексеріледі (қалыңдығы 0,05 мм қуыс бұрғы дөңгелек пен білік арасына кірмейді);

5) басты мойынтірек корпусының қақпағы алынады, берік мойынтірек бөлшектенеді, корпустың бұрандамалары босатылады және берік мойынтірек біліктен мойынтірек корпусымен бірге шешіледі. Тығыздаманың корпусы қыспалы төлкемен бірге алынады және тығыздағыш созылады;

6) тірек артқы мойынтіректің қақпағы босатылады және алынады, сомындар босатылады, мойынтіректің корпусы босатылады және мойынтірекпен бірге алынады;

7) артқы мойынтірек жағындағы тығыздама алынады және бөлшектенеді, тазартылады және қарап-тексеріледі;

8) қоректендіргіштің иірлігі суырып алынады, тозаңнан тазартылады және қарап-тексеріледі. Иірлік шиыршығының тозу дәрежесі белгіленеді. Шиыршық бір жағына 2 мм тозған кезде жаңа шиыршық немесе иірлік дайындалады;

9) біліктердің мойындары оларда сызаттардың, қатерлердің болуына, эллипстілік пен конустықтың болмауына қарап-тексеріледі. Эллипстік пен конустыққа 0,05 мм дейін жол беріледі. Білікті өңдеу ол тығыздама арқылы өтетін жерлерде тексеріледі, ол бұл жерде 6 болады;

10) қоректендіргіштің корпусы құрамдас бөліктерге бөлінеді. Корпустың ішінен тозуы корпустың құрамдас бөліктерінің диаметрлерін ұштары бойынша өлшеумен айқындалады. Корпустың қуысы диаметрі бойынша 4 мм астам тозған кезде тозған бөліктері ауыстырылады.

114. Тозған детальдарды жөндегеннен және ауыстырғаннан кейін иірлікті қоректендіргішті бөлшектеуден кері кезектілікпен жинау жүргізіледі.

115. Қоректендіргішті жинағанға дейін тығыздаманы толтырып ысырманы қарап-тексеруді және қажетті жөндеуді жүргізеді. Ысырманы корпустың көшпелі жалғама құбырының үстіндегі орынға орнатқаннан кейін ысырманы және оның жетегін қарап-тексеру жүргізіледі және әрлі-берлі жүргізеді, ысырма бұл ретте жабылады және тозаң шапабының қуысы күш салмай ашылады және қоректендіргіш корпусының көшпелі жалғама құбырында бар жырашыққа тығыз үйлеседі.

116. Иірлік қоректендіргішті жинау мынадай тәртіппен жүргізіледі:

1) қоректендіргіштің корпусы бөліктерімен жиналады және орнына қойылады. Ернемектер ескі тығыздағыштан тазартылады, шаблон немесе сызғыш бойынша барлық түйісетін жазықтықтар тексеріледі, ернемектің айнасында бар тегіс емес жерлер мен қатерлер егеумен жойылады. Қоректендіргіш корпусының көшпелі жалғама құбырының үстіңгі ернемекінің көлденең қалыптан ауытқуы

2 мм аспайды. Қисайған және бүлінген бұрандамалар мен сомындар жаңаларымен ауыстырылады. Жалғағышқа параниттен немесе картоннан қалыңдығы 1,5 мм төсем төселеді және бұрандамалар тығыз тартылады. Төсемдер жұлымдалмай және қатпарланбай кесіледі;

2) иірлік корпусқа орнатылады, корпусқа центрлестік көбікті тығыздағыштан немесе техникалық киізден тығыздама тығыздағыш орнатылады, толтыру бұл ретте корпустың ұяшығы тығыз толтырылады және білік тығыз қамтылады;

3) мойынтірек корпусының тығыздамасына техникалық киіз салынады, мойынтіректердің корпустары иірліктің екі жағынан бекітіледі. Мойынтіректердің корпустары мен иірліктің корпусы арасындағы қуыста диаметрі 20 мм асбебау немесе көбікті майлы тығыздағыш салынады және тығыз тартылады;

4) тіреу мойынтірегі жиналады. Тіреу мойынтірек жағындағы дөңбек қуыс 0,15 – 0,2 мм шегінде айқындалады, ал тірек жағынан – білікті еркін кеңейтуді қамтамасыз ету мақсатында кемінде 5 мм. Иірліктің корпустағы қалпы салыстырып-тексеріледі. Иірліктің шиыршығы мен корпус арасындағы қуыс қапталына 2 мм аспай айқындалады. Иірлікті салыстырып-тексергеннен кейін тіреу мойынтірегі түпкілікті бекітіледі;

5) бас мойынтіректің қақпағына киіз тығыздағыш салынады, екі мойынтіректің де қақпақтары орнатылады;

6) бастауыш дөңгелектің, иірліктің сынасы тексеріледі және бейімделеді, дөңгелек білікке 0,05 мм тартып орнықтырылады. Дөңгелекті бұрыштамаға тігінен және тік отырғызу тексеріледі. Дөңгелектің тігінен ауытқуы

0,5 мм аспайды;

7) жетекші дөңгелегі бар электрқозғалтқыш орнатылады. Жетекші дөңгелектің қалпы салыстырып-тексеріледі – оның тігінен ауытқуы

0,5 мм аспайды. Сына тәріздес белдіктер үшін дөңгелектердегі жосалардың сәйкес келуі тексеріледі – сәйкессіздік 1 мм асады. Электрқозғалтқыш бекітіледі;

8) сына тәрізді белдіктер кигізіледі;

9) майсауыттар домалатылады және олардың қоюланған майымен толтырылады. Иірліктің айналуы қолмен тексеріледі және тығыздамаларды тарту реттеледі;

10) жетек дөңгелегін қоршау кигізіледі.

117. Шиыршықтың иілген қалақтары зілбалғаның жеңіл соққыларымен түзетіледі. Қалақтың қисаюын суық күйінде түзету мүмкін болмаған кезде, олар 600 – 700

C дейін (қою-шие түсіне дейін) қыздырылады. Автогенді оттықты алаумен қыздыруға рұқсат етіледі.

118. Қалақты шиыршықтың үстін 10 %-дан астам жергілікті қажаған кезде зақымданған учаскелер жаңа бұрандамалармен ауыстырылады. Тозған учаскелер автогенді кескішпен кесіледі, біліктің үсті ескі балқытудан қалған ұнтақпен тазартылады, содан кейін электр балқытқышпен учаскелер жаңа орамдармен балқытылады. Шиыршықтың қалақтары қапталына 4 ммм артық жалпы қажалған кезде иірлік тұтастай ауыстырылады, егер ол қанағаттанғысыз жұмыс істеп тұрса.

119. Шиыршықтың қалақтары арнайы шаблонмен қалыңдығы 5 – 6 мм табақты болаттан кесіледі. Дайындалған орамдарға қыздырылған күйде қажетті нысан беріледі. Қыздыру автогенді оттықтың қою-шие түске дейінгі (600 – 700

C) алауымен жүргізіледі. Қалақтарды білікке балқытып құйғаннан кейін иірлік тексеріледі және токар станогында қажетті мөлшерге дейін сүргіленеді.

120. Біліктің қисайған учаскелері домкраттардың көмегімен немесе зілбалғаның соққыларымен суық күйінде түзетіледі. Біліктің мардымсыз қисаюы автогенді оттықтардың алауымен жойылады. Майысқан жердің ең үлкен жебесі

0,25 мм аспайтын болғанда, білікті түзету аяқталды деп саналады.

121. Біліктердің мойны мен иірлік білігінің тығыздама тығыздағыштары арқылы өтетін орындары токар станогында өңделеді. Білік мойындары 0,05 мм астам эллипсті немесе конусты болған кезде, сондай-ақ біліктердің мойындары және тығыздама тығыздағыштары орналасатын учаскелер тозған кезде тозған учаскелер электр балқытқышпен балқытылады. Бұдан кейін иірліктің білігі токар станогында егеледі.

122. Қалақтың тозған учаскелерін қалпына келтіргеннен, біліктің тығыздама арқылы өтетін жерлерін қажағаннан, біліктің мойындарын өңдегеннен, жетектің бастауыш дөңгелегінің астындағы кілтек ойықтың және мойынтіректердің сақинасының астындағы бұранданың жай-күйі тексерілгеннен кейін иірлік токар станогында түпкілікті тексеріледі және қоректендіргіштің корпусына орнатылады.

Иірліктің білігі сынған жағдайда жаңасымен немесе алдын-ала жөнделген ескі иірлікпен ауцыстырылады. Сынған біліктерді қалпына келтіру орынсыз.

123. Корпустардағы азғана қуыстар металл емес (темір-мыс) электродтарды қолданып электр балқытқышпаен жойылады.

124. Ернемекті қосылыстар Әдістемелік нұсқаулардың 116-тармағының 1) тармақшасындла көрсетілгендей жөнделеді.

125. Корпустағы люктар ашылады және асбесті бау ауыстырылғаннан кейін қайта орнатылады.

126. Ысырманың тығыздығы осы Әдістемелік нұсқаулардың 115-тармағында көрсетілгендей тексеріледі.

127. Корпустағы құйылу мен электрқозғалтқыш бекітілетін алаңның жай-күйі тексеріледі.

128. Құйылудағы сызаттар мен басқа да ақауларға жол берілмейді.

129. Корпустың электрқозғалтқыштың астына құймасы бар бөлігі зақымданған кезде осы бөлікті ауыстыру қажет

130. Үрлеуге арналған шүмекте қиманың жай-күйі мен тығыздығы, қақпақшаның тығыздығы мен болуы тексеріледі. Шүмектің ернемекі мен иірлікті қоректендіргіштің корпусы арасындағы тығыздағыш ауыстырылады.

131. Сызаттар мен қуыстар ба тығыздама тығыздағыштарының корпустары жаңаларына ауыстырылады. Тығыздамалы қысқыш төлкелерде толтырғыштың қабырғадан орталыққа тығыздығын қамтамасыз ететін қисаю болады. Букстің бастапқы тартылуы иірлікке ол қолдан сынап-тексерілген кезде 1,5 – 2 айналымды жүргізуге мүмкіндікті қамтамасыз етеді.

132. Күпшегінде және жиегінде сызаттар, қуыстар мен ақаулар бар иірлікті қоректендіргіштің бастауыш және жетекші дөңгелектері жаңаларымен ауыстырылады. Сына тәрізді белдіктердің астындағы жиектегі жосалар немесе жиектің дөңесі белдікті жетектерді қолданған кезде тексерілуге тиіс. Орын алған тегіс емес жерлер жойылады және тазартылады.

133. Отырғызу орнын өңдеуден бастауыш немесе жетекші дөңгелекті дұрыс орнатпаған кезде дөңгелектердің күпшектері жаңаларымен ауыстырылады немесе жөнделеді. Жөндеу күпшекті ағызудан және тиісті диаметрдегі арнайы төлкемен престеуден тұрады.

134. Майсауаттарды майдың бар екендігін тексергеннен және учаске мастерінің талабымен жалпы қарап-тексергеннен кейін тозаң қоректендіргішті вата персоналы оны тозаңсыз сынап-тексеру үшін 1,5 – 2 сағат ішінде жұмысқа қосады.

135. Бос жүрісте жұмыс істеп жатқан тозаң қоректендіргішті жөндеуші персонал байқайды, ол қоректендіргішті тыңдаудан, мойынтіректердің дірілін және тығыздамалардың және мойынтіректердің қызып кетуінің болмауын тексеруден тұрады. Мойынтіректер 60

C артық қызған кезде қоректендіргіш тоқтатылады, мойынтіректі майлаудың жай-күйі, мойынтіректегі және шиыршық пен корпус арасындағы қуыстар тексеріледі. Тығыздамалар қызған кезде буксты тарту бәсеңдетіледі.

136. Қоректендіргіштің діріліне 0,1 мм шегінде рұқсат етіледі. Діріл күшейген кезде мойынтіректің дұрыс орнығуы және мойынтіректің өзіндегі, мойынтірек пен корпус арасындағы қуыстар, сондай-ақ бастауыш және жетекші дөңгелектердің орнығуы, белдіктердің тартылуы және дөңгелектердің жиегіндегі оюлардың сәйкес келуі тексеріледі.

6-тарау. Сепараторлар

137. Электр станцияларында осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаға сәйкес 1 және 2-суреттерде көрсетілген типтегі тозаңдардың сепараторлары орнатылады. Сепараторлардың сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаға сәйкес 1 және 2-кестеде берілген.

138. Сепараторлардың неғұрлым жиі зақымдануы мыналар болып табылады:

1) ішкі конустың қажалуы, сепаратордың тозаң бөлшектерінің науалары мен ұйығуы. Ішкі конустың зақымдануы, науалар мен ұйығу оларды тесіктер арқылы қарап-тексерген кезде анықталады;

2) сепаратордың ішкі конусы ілінген кронштейндердің уатылуы мен коррозиясы. Ішкі конус кронштейндерінің жай-күйі сепаратордың ішінен қарап-тексерген кезде анықталады;

3) сепаратор корпусының ішкі конусының тозуы. Тозу диірмен сепараторларының сормаларын жеңіл матадан жасалған жалаушалардың көмегімен, тозаң жүйесін престеген кезде, сонгдай-ақ тозаңідануы бойынша табылады. Тозу сипаты мен оның орны анықталған сорма ауданында оқшалануды шешкеннен кейін анықталады.

4) бұрылу қалақтарының тозуы;

5) реттеуші қалақтардың келтіру тетігінің қысылып қалуы. Зақымдану сырттан қарап-тексергенде табылады;

6) клапандар материалының бөлініп қалуы немесе табиғи тозу салдарынан жарылыс клапандарының зақымдануы. Зақымдану сырттан қарап-тексергенде табылады;

7) сепаратордың оқшаулануының бұзылуы.

Ішкі бөліктердің, сондай-ақ сепаратор корпусының зақуымдануы тозыған учаскелерді ауытырып жойылады.

139. Сепаратордың ішкі корпусын жөндеуді бастағанға дейін конустық ернеушелерін немесе жартылай ернеушелерін алдағы жөндеудің көлеміне қарай жайындауды жүргізеді. Жөндеуге дайындалған дайындамалар сепаратордан тыс айдап әкелінеді. Қызмет ету мерзімін ұлғайту үшін бұл табақтар сталинитпен балқытылады. Табақтарды дайындаған кезде толардың тасымалдануы мен тесіктер арқылы беру мүмкіндігі ескеріледі.

Сепаратордың ішкі бөліктерінің біраз учаскесін ауыстырған кезде корпуста дайындамаларды беруді қамтамасыз ететін мұндай мөлшерлердің уақытша тесігі кесіледі. Бұл жағдайда дайындамалар сәйкестендіріліп қана қоймай, сепаратордан тыс ішінара балқытылып құйылады.

Металл дайындамаларын беру жүк көтергіштердің немесе сепаратордың сыртына және ішіне ілінген басқа да такелажды керек-жарақтардың көмегімен жүргізіледі.

Дайындамаларды беруге және оларды дайындамаларға аса қиюластыруға ыңғайлы болу үшін уақытша монтаждау тұтқалары пісіріледі, олар зақымданған учаскені ауыстырғаннан кейін кесіледі.

Зақымданған учаскелерді кесу газды кескіштің алауымен жүргізіледі.

Ауыстырылатын учаскелерді ұстағышқа дейін орнату үшін орнату тұтақалары қолданылады.

Жаңа учаскелерді пісіру элекетр пісіргішпен жіктерге орындалады.

140. Ішкі конусты тозудан сақтау үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаның 3-суретіне сәйкес ақ шойыннан немесе марганец тәрізді болаттан жасалған тақталармен немесе оның қатты құймасының балқыма қаптамаларымен, мысалы Т-590 немесе Т-620 типті электродтармен сауыт кигізіледі.

Осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаның 4-суретіне сәйкес диаметрі 16 мм қадамы 60 – 100 мм болат шыбықтан қыздырып жалғау қолданылады немесе ішкі конустың сыртқы беті 60 х 60 мм ұяшықпен тор бойынша диаметрі 6 – 8 мм сыммен бетондалады. Бетон дайындау үшін тез жабысатын саз балшықты цемент қолданылады, бұл жөндеу мерзімін күрт қысқартады.

141. Ішкі конустың тозған ағымы жаңасына ауыстырылады немесе жамау жамалып жөнделеді.

142. Корпустың тозған учаскелері қалыңдығы 8 мм болатын табақты болаттан дайындалған жаңаларына ауыстырылады. Сепаратордың корпусын жөндеу үшін оқшаулағыш алынады және зақымданған бүкіл учаске ашылады, ол бормен мұқият сызылып, автогенді қиғыштың алауымен кесіледі.

Толық кескенге дейін ауыстырылатын учаскеге дөңгелек болаттан жасалған бір – екі тұтқа балқытып кесіледі. Осы тұтқалар үшін ауыстырылатын табақ шындыр арқандарға байланады немесе ілмекпен ұсталып, беліне ілінеді.

Табақты болаттың дайындалған жаңа учаскелері зақымдану орнына беріледі, қондыру тұтқаларының көмегімен аса қиюластырады және электр балқытумен қыстырып алынады.

Ауыстыру учаскесін пісіру дайындаманы түпкілікті үйлестіргеннен кейін электр балқытқышпен жүргізіледі.

143. Қарап-тексерген кезде қалақты аппараттың жетекші тетігі тозаң мен лайдан тазартылады. Тозған, бүгілген немесе коррозияға ұшыраған детальдар ауыстырылады. Қалақтардың бүгілген байланыстырушы сақиналары мен шылбырлары түзетіледі. Тетік байланысатын барлық жерлер майланады. Тозаңның жұқалығын реттеу үін қалақтарды ашудың қажетті бұрышы белгіленеді.

144. Жыртылған немесе зақымданған жарылғыш клапандар жаңаларымен ауыстырылады. Жарылғыш сақтандырғыш клапандар қалыңдығы 0,5 мм аспайтын ортасында бір тігісі бар жұмсақ қаңылтырдан не ортасы кесілген қалыңдығы 1 мм дейінгі табақты алюминийден орындалады. Жарылғыш сақтандырғыш клапандар үшін неғұрлым жиі қалыңдығы 3 – 5 мм асбесті картон пайдаланылады. Асбест картонның астына тор немесе кемінде 50 мм ұяшығы бар сым тор орнатылады.

145. Жөндеуден кейін ішінен металл кесектері мен бөгде заңттар алынады, төсемдердің диаметрі 10 – 20 мм асбест баудан жасалған бұрандамалары арасындағы тесіктер егжей-тегжейлі тығыздалады және қатты тартылады.

146. Тозаң сепараторларының тығыздығы диірмен жүйесі желдеткішінің жұмысы кезінде тексеріледі. Сорғылардың анықталған жеорлері пісіріліп немсе табақты металдан кішкене жамау жамалып жойылады. Сепаратордың үстіндегі зақымданған және сепаратор учаскелерін шешу үшін алынған оқшау жер жөндегеннен кейін тозаң жүйесі пайдаланылған алғашқы күндері қалпына келтіріледі.

147. Сепараторды жөндеу аяқталғаннан кейін учаске мастері жөндеу журналына қандай жөндеу жүргізілгендігі және қандай учаскелер жаңаларымен ауыстырылғандығы туралы жазба жасайды.

148. Сепараторлардың есептесу нормаларына сай келетіндігі тексеріледі және, егер олар диірменнің жұмысын лимиттейді, олардың реконструкциялау жүргізіледі.

149. Мысалы, ішкі конустың сыртының үстінде ірі бөлшектердің жылдамдығын азайту және оларды төменге қарай жіберу үшін, сондай-ақ ағынды сепаратордың ағынымен теңестіру үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаның 5-суретінде көрсетілгендей биіктігі 20 мм ұшыру сақинасы балқытып құйылады. Бұдан басқа, тозаң ағынының сіңіуін былдырмау үшін қалақтардан және жоғары саңылаулар арқылы шаң-тозаңның дайын тозаңға кіруінен басқа қалақты аппарат үстіңгі және төменгі сақиналармен тығыздалады.

150. Сепараторды осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаның 6-суретіне сәйкес реконструкциялау ішкі конустың астына аэроағынның кинетикалық энергиясын сөндіруге және ірі бөліктерді кейіннен желпи отырып оларды сепарациялауға арналған тойтарушы тақтаны орнатудан тұрады. Ағынды тегістеу және көлемді сепараттау үшін 4 – 4,5 метр/секунд (бұдан әрі - м/с) қылдамдықта цилиндрлік қондырғылар жасалады.

Реконструкциялардың жоғарыда аталған нұсқалары АШ типті көмірде жұмыс істейтін тозаң жүйелерінде өздерін жақсы көрсетті.

151. Ірі ұнтатқан кезде сепаратор тойтарушы тақтаның ішкі конусының және ішкі конустан қайтаруларды желпу және осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаның 7-суретіне сәйкес тойтарушы конус сепараторының қақпағының астына бекіту үшін жарманың астына орнатылады.

152. Сепаратордың қарсыласуын азайту үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаның 8-суретіне сәйкес тозаң жетектерді сепаратордың кіретін және шығатын жерінде конустық кеңейту үшін ұсынылады.

7-тарау. Циклондар

153. Электр станцияларында осы Әдістемелік нұсқауларға 11-қосымшаға сәйкес 1 және 2-суреттерде көрсетілген типтегі циклондар орнатылады. Олардың сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 11-қосымшаға сәйкес 1 және 2-кестелерде берілген.

154. Күл отындарда жұмыс істеген кезде циклонның үстіңгі бөлігі табақты болаттан немесе базальт тақталарынан жасалған сауытпен жабылады. Циклон корпусының сыртқы бөлігі оқшауланады. Сақтандырғыш клапандар реттеуші құбырдың үстіне орнатылады. Қима мен сақтандырғыш клапандардың саны Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 27 қаңтардағы № 39 бұйрығымен бекітілген Шаң тәріздес отынды дайындау және жағу үшін отын берудің жарылыс қауіпсіздігі қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10549 болып тіркелген) таңдап алынады.

155. Диірменді жүйелер циклонының зақымдануы корпустың үстіңгі бөлігі тозаңмен қажалуынан, реттеуші құбырдың және сақтандырғыш клапандар келте құбырларының коррозиясынан және олардың материалының жыртылуынан болады.

156. Циклондардың неғұрлым көп зақымдануы:

1) көмір тозаңы шығатын учаскеде циклон корпусының және циклон сауытының қажалуы. Зақымдану циклондарды қарап-тексерумен немесе сорғыларды циклон учаскесінде тексерумен табылады;

2) газ-ауа қоспасындағы ылғалға байланысты реттеуші құбырдың коррозиясы. Коррозияның дәрежесі циклонды ішінен тесік арқылы қарап-тексерген кезде анықталады;

3) клапандар материалының жарылуы және келте құбырлардың коррозиясы салдарынан сақтандырғыш клапандардың зақымдануы. Клапандардың келте құбырларының қазандықтың сыртына шығарылған учаскелері қарқынды түрде коррозияға ұшырайды. Жарылыс клапандарының зақымдануы сырттан қарап-тексерген кезде анықталады;

4) циклонның оқшаулануының бұзылуы.

157. Корпустың тозған учаскелері қалыңдығы 8 – 10 мм табақты болаттан жасалған жаңаларымен ауыстырылады. Орнатар алдында бұл табақтарды қызмет ету мерзімін ұзарту үшін сталинитпен жібереді. Тозған учаскелерді ауыстыру үшін болат табақтарды дайындау біліктемдерде немесе қолмен жүргізіледі.

158. Зақымданған учаске оқшауланудан босатылады, бормен боялып, автогенді кескіштің алауымен кесіледі.

159. Корпустың ауыстырылатын учаскелерін циклондардың алаңдарына түсіру және ауыстыру үшін жаңа табақтар беру циклонның үстіне алдын ала ілінетін белдің немесе блоктардың көмегімен жүргізіледі.

160. Жаңа учаскелерді пісіру электр пісіргішпен жүргізіледі.

161. Жөндеудің сипатына орайол басталғанға дейін ағантар орнатылады

162. Сауыттың тозған учаскелері жойылады және олардың орнына металдың жаңа табақтар балқытып құйылады. Пісіру тігістері сырттан жүргізіледі. Циклонның ішкі жағындағы жіктердегі саңылаулар тегістеледі және егжей-тегжейлі тазартылады. Базальтты тақталардан жасалған сауыттар пайдаланылған кезде сауытының зақымданған учаскелері жаңа тақталармен төселеді. Базальт тақталар Т-тәрізді металл бағыттағыштармен бекітіледі және цемент құймамен құйылады.

163. Тозған учаскуелерді ауыстырған немесе циклонның ішкі бетін сауты кигізген кезде шошақтардың болмауына назар аударылады, себебі олар циклонның жұмысын едәуір нашарлатады.

164. Циклон бетонмен сауыт кигізіледі. Циклонның сыртынан цилиндр бөліктің биіктігімен тақталардан қалып қойылады және қалыңдығы 100 – 120 мм бетон құйылады.

165. Реттеуші құбырдың коррозияланған немесе тозған учаскелері жаңа учаскелермен ауыстырылады.

Ауыстырған кезде реттеуші құбыр циклондардың алаңында дайындалады және кейіннен циклонның ішіне беріледі, онда электр балқытқышпен балқытып бекітіледі.

166. Жұмыстардың ыңғайлылығы үшін циклонның ішіне жөндеу басталғанға дейін ағаш ормандар дайындалады. Сепараторлар мен циклондар бойынша ірі жөндеу және реконструкция жұмыстары кезінде осы Әдістемелік нұсқауларға 11-қосымшаның 3-суретіне сәйкес монтаждау жебелері қолданылады.

8-тарау. Жыпылықтағыштар

167. Циклоннан тозаң жіберу үшін конусты жыпылықтағыштар ұсынылады. Осы жыпылықтағыштар осы Әдістемелік нұсқауларға 12-қосымшаның 1-суретіне сәйкес сепаратордан көмірді кері қайтур ағындарында, сондай-ақ диірменнің алдындағы шикі көмірдің ағындарында қолданылады. Соңғы жағдайда жыпылықтағышта майланубы болдырмау үшін ыстық ауа беріледі.

168. Конусных жыпылықтағыштардың сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 12-қосымшаға сәйкес 1-суретте келтірілген.

169. Жыпылықтағыштың үлестік өнімділігі көп болған сайын (оның өткізу қабілеттілігі шегінде), оның сезімталдығы да жоғары және ол жақсы жұмыс істейді. Егер жыпылықтағыш толық тиелмесе, ол сезімталдығын жоғалтады, соның салдарынан тозаң өткізу құбырының толықтай толып қалуы немесе тозаңның шығуы жүреді. Толтырылу үздіксіз жүрмейді, осыдан туындайтын зиянды зардаптарымен бірге кезең-кезеңімен жүреді. Сондықтан жыпылықтағыштың диаметрі артық таңдалмайды.

169. Конусты жыпылықтағыштың жұмысын жақсарту үшін мынадай жетілдірілулер ұсынылады:

1) жыпылықтағыш клапанының түрек ұяшығының тереңдігін бағыттаушы төлкені пісіріп ұлғайту;

2) клапан конусының жұмыс істейтін бетін және ағын ұнтағын жыпылықтағыштың тығыздығын ұлғайту үшін ағызу;

3) жыпылықтағыштың корпусы қабырғаларының бірін оның жұмысын еркін реттеу мүмкіндігі үшін тетікке қол жеткізуді қамтамасыз ету үшін жылжымалы етіп орындау;

4) жыпылықтағыш жұмысының жыпылықтағыштар тұтқыштарына кинематикалық байанысқан ауыстырып қосқыштардың көмегімен сигнал беруі, ауыстырып қосқыштар сигнал лампаларының жылу қалқандарында орнатылған шынжырға қосылады, олардың жыпылықтауы олардың іс-қимылын білдіреді.

170. Егер көмірде жоңқалар көп болса, сепаратордан қайтару ағынында клапанды жыпылықтағыштар сенімді жұмыс істейді.

171. Конусты жыпылықтағыштарда негізінен конус тозады, ол жаңасына ауыстырылады. Жыпылықтағышты қарап-тексеру үшін люктар ашылады.

172. Клапанды жыпылықтағыштарда клапан мен мойынтірек тозады. Жөндеу үшін қақпағы ашылады және тозған детальдар ауыстырылады.

9-тарау. Тозаңгазауаөткізгіштер

173. Тозаң өткізгіштерді ауыстырған кезде учаскелерде мынадай жылдамдықтарды қамтамасыз ететін ағынмен жаңа тозаң өткізгіштер қойылады:

1) диірмен – сепаратор – 16 м/с;

2) сепаратор – циклон – 11 – 12 м/с;

3) циклон – диірмен желдеткіш – 8 – 9 м/с.

174. Тозаңгазөткізгіштер дайындауға арналған құбырлардың сұрыпталымы осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген.

175. Тозаңгазауаөткізгіштерді немесе олардың жекелеген учаскелерін ауыстырған кезде жөндеу кезінде қабырғалардың қалыңдығы алынған жөн:

1) диаметрі 1 метрге дейінгі және жаны 1 метрге дейінгі тікбұрышты ыстық ауаның ауаөткізгіштері қалыңдығы 2 мм табақты болаттан орындалады, мөлшері үлкен ауаөткізгіштер – қалыңдығы 3 мм табақты болаттан;

2) қабырғасының қалыңдығы 2 мм ыстық ауаның дөңгелек қораптарына арналған қаттылық қабырғалары диаметрі 500 мм болған кезде қойылады. Қатаңдық қабырғаларының қадамы – 1000 мм;

3) араластырғыштардан оттықтарға тозаңөткізгіштер қырының қалыңдығы 6 – 8 мм (дайындалатын құбырлардың сұрыптамасына қарай) зауыттық дайындалған болат құбырлардан орындалады. Иіндеріне сорғығы қарсы қаптамалар пісіріледі;

4) тозаңауаөткізгіштер ауатаратқыш коллектордан тозаң араластырғышқа дейін тозаңды ыстық ауамен берген кезде қалыңдығы қабырғасының қалыңдығы 2 – 3 мм қолданылады;

5) тозаң өткізгіштер ауатаратқыш коллектордан тозаң араластырғышқа дейін тозаң диірменді желдеткіштерге берілген кезде, сондай-ақ қашыртқы тозаңөткізгіштер тура учаскелерде қабырғасының қалыңдығы 4 мм және бұрылыстарда 5 мм құбырдан дайындалады;

6) тозаңдайындау жүйесінің дөңгелек тозаңөткізгіштері қабырғасының қалыңдығы 5 мм орындалатын диірменнен циклонға дейінгі учаскедегі иіннен басқа, қабырғасының қалыңдығы 4 мм орындалады;

7) тозаңдайындау жүйесінің тікелей бұрышты кесік элементтері қабырғаларының, мысалы ауатаратқыш коллектордың қалыңдығы шыдамдылығы ескеріліп айқындалады, бірақ 8 мм аспайды.

176. Тозаңөткізгіштердің қисайған жерлерінде оттықтарға тозуға қарсы жапсырмалар көзделеді.

Тозаңөткізгіштердің иіндерін осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 1-суретіне сәйкес тозудан бетонмен сауыт кигізуге болады. Иілістің сыртқы жағынан жартылай периметр бойынша тозаңөткізгішке болат табақтан жасалған қалыңдығы 2 – 3 мм былғары пісіріледі. Иілістің үстіңгі нүктелерінде кішкентай тесіктер кесіледі, олардан бетон құйылады. Жақсы тығыздалу үшін бетон тесік арқылы нығыздалады, сондай-ақ қаптамамен сыртынан ұрылады. Бетон жабылғаннан кейін оның тұруына уақыт беріліп, отыру толықтырылады, бұдан әрі тесік пісіріледі.

177. Тозаңгазауаөткізгіштерді балқытып құю жүргізілді.

178. Қалыңдығы 3 мм табақтан жасалған тікбұрышты қимадағы тозаңгазауаөткізгіштер осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 2 а) суретіне сәйкес қалыңдығы 3 – 5 мм жігіне жиектерін бөлмей, қалыңдығы 6 мм астам табақтардан – осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 2 б) суретіне сәйкес жігіне жиектерін бөліп пісірмеге айқасалсын дайындалады.

179. Қалыңдығы 2 және 3 мм табақты болаттан жасалған тікбұрышты қораптардың қабырғалары осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 3а), 3б) суретеріне сәйкес, қалыңдығы 5 мм және одан көптері осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 2 б) суретіне сәйкес жігіне жиектерін бөліп дайындалады.

180. Қапталдары 1000х1000 мм артық тікбұрышты қораптар оны дайындаған кезде қораптың жанына пісірілген 60х6 мм жолақты болаттан жасалған қиюластыратын жұқа тақтайшалармен түйіседі. Ауа немесе газ трактардың қарсыласуын азайту үшін қиюластыратын жұқа тақтайшалар осы Әдістемелік нұсқауларға 12-қосымшаның 4-суретіне сәйкес сыртынан орнатылады.

181. Қораптарды тарту үшін оларды жинаған және түйістірген кезде тиісті бұрандамалары немесе сыналары бар қысқа бұрыштамалар қолданылады. Тікбұрышты қораптардың қабырғаларына бұрыштамалар шамамен 1 метрден кейін орнатылады. Қораптарды дайындаған кезде бұрыштамалар олардың біріне пісіріледі, ал екіншісіне тек ілестіріледі және кораптарды орнына орнатқан кезде түпікілікті пісіріледі.

182. Қалыңдығы 2 – 3 мм табақты болаттан жасалған дөңгелек қима кораптарының көлденең тігістері осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 5а) суретіне сәйкес, қабырғасының қалыңдығы 5 мм және одан да көп кораптар осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 5б) суретіне сәйкес жігіне қаптамамен пісірмеге айқасалсын дайындалады.

183. Қабырғасының қалыңдығы 3 мм және одан да көп дөңгелек сима қораптарының көлденең жіктері жікке пісірмеге сақиналарының астарынсыз, қалыңдығы 2 мм табақты болаттан жасалған кораптардың көлденең жіктері жігіне пісірмеге осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 6-суретіне сәйкес қалыңдығы 4 мм төсеме сақинаны қолданып дайындалады.

184. Диаметрі 750 мм астам дөңгелек қималы тозаңгазауаөткізгіштер түйіскен кезде тұтастырғыш ретінде төрт бұрыштама орнатылады, ал диаметрі 750 мм аз болғанда – үш бұрыштама.

185. Ірі жөндеулер мен реконструкциялар кезінде жөндеу алдында дайындалатын тозаңгазауаөткізгіш учаскелерінің габаритті мөлшерлері мен салмағы жүккөтергіш құралдардың болуымен және сипаттамасымен айқындалады.

186. Тозаңгазауаөткізгіш учаскелерін бір-бірімен қосу (монтаждау жіктері) балқытып құжы жұмыстары үшін ыңғайлы орындарда орналасқан. Ернемекті қосылыстарды тығыздау үшін қалыңдығы осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 2-кестесінде көрсетілген табақты асбест, асбесті бау мен техникалық картон қолданылады.

187. Диаметрі 500 мм және одан аз тозаңөткізгіштер үшін табақты асбестен жасалған төсемдер тұтас сақиналармен дайындалады, диаметрі 500 ммм астам тозаңөткізгіштер үшін – жекелеген сегменттермен. Екі сегменттің қиылысуы осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 7-суретіне сәйкес сынамен жүзеге асырылады.

188. Қималары 1500 х 1500-ден 2500 х 2500 мм дейінгі газауаөткізгіштердің ернемекті қосылыстары үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 8-суретте көрсетілгендей "жылан тәрізді" төселетін диаметрі 8 – 10 мм баулы асбесттен жасалған төсем қолданылады.

189. Тозаңөткізгіштердің ернемекті қосылыстарының тығыздығы үшін асбесті төсемдер екі жағынан сұйық шынымен немесе жосамен майланады. Тозаңөткізгіштерде төсмедер орнатқан кезде олардың құбырлардың ішіндегі ернемектердің жиегінен шығуына жол берілмейді, себебі дөңес төсем тозаңның шөгілуіне ықпал етеді.

190. Тікбұрышты және дөңгелек қималардың линзалы компенсаторларының өтемдік қабілетінің шамасы жобада көрсетіледі, ал бұл нұсқаулар болмаған жағдайда осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 3-кесте бойынша қолданылады.

191. Диаметрі 700 мм астам компенсаторларды созу компенсатор толқындарының ішінен осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 9а) суретте көрсетілгендей ағаштың немесе металдың кесектерімен периметрі бойынша төрт жағынан сыналаумен қол жеткізіледі.

192. Тозаңгазауаөткізгіштердегі шағын қималы компенсатор компенсатордың ернемектарында қамыттармен бекітілген крестовиналардың көмегімен созылады; крестовиналар осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 9б) суретте көрсетілгендей қашықтық бұрандамаларымен ашылады.

193. Ішкі қорғаныш көйлектері бар компенсаторлар көйлектің пісірілген ұшы аэроқұйманың ағынына қарсы қаратылып орнатылады.

194. Тозаңгазауаөткізгіштердің учаскелерін дайындау осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 4-кестесіне сәйкес қол жэеткізуді ескере отырып жүргізіледі.

195. Тозаңгазауаөткізгіштердің жиналған учаскелері сырттан қарап-тексеріледі:

1) учаскелерді оларды жобалау қалпына салбырамай және иілмей орнатуға жол беретін жеткілікті қаттылыққа ие;

2) балқытып бекіту қосылыстарының сапасы керосинмен тексеріледі, балқытып бекіту тігістерінің табылған ақау учаскелері кесіледі және қайтадан пісіріледі;

3) тозаңгазауаөткізгіштердің учаскелерін көмкеру және көтеру үшін ілмектер мен қапсырмаларды бекіту үшін құлақшалар мен қамыттарды пісіру сапасы тексеріледі.

196. Суық ауа қораптары лайдан, қабыршақтардан, таттанудан тазартылады және коррозияға қарсы бояумен жабылады. Қораптарды бояуға арналған негізгі материалдар:

1) АЛ-177 типті алюминий күміс бояу;

2) АБЛ-20 типті май жұқпайтын сұр-болат бояу, ФСХ-26 типті су, май жұқпайтын қызыл эмаль;

3) темір қызыл жоса немесе битумды қара лак.

197. Тозаңгазауаөткізгіштерді, тозаң циклондары мен сепараторларды оқшщаулау жөніндегі жұмыстар механикаландыру құралдарын барынша пайдаланып жүргізіледі және оқшаулау бетін толықтай өңдеумен (тегістеумен, бояумен және желімдеумен) аяқталады.

198. Оқшаулау жұмыстарының алдында монтаждалған тозаңгазауаөткізгіштер ауамен престеледі және акт бойынша оқшаулауға жіберіледі.

199. Оқшаулау жұмыстары басталардың алдында тозаңгазауаөткізгіштерге, тозаң циклондары мен сепараторларға жылу оқшаулағышының жұмыс жобаларында көзделген бекіту детальдары пісіріледі.

200. Тік беттерінде биіктігі бойынша 3 – 4 метрден кейін қалыңдығы 3 мм, ені оқшаулау қабаты қалыңдығынан 5 – 10 мм-ге аз табақты болаттан жасалған тірек (түсіру) сөрелері пісіріледі. Тірек сөрелеріне олардың шетінен 10 мм қашықтықта оқшаулаудың сыртқы қаңқасын бекіту үшін үзік тігіспен диаметрі 5 мм сым пісіріледі.

201. Төсеніштермен оқшаулаған кезде оқшауланатын элементтің үстіне диаметрі 3 мм сымнан істікшелер, совелитті немесе вулканитті тақталармен оқшаулаған кезде ілгектер пісіріледі.

202. Төсеніштер істікшелерге тығылады, олардың ұштары істіктердің сыртқы қабатының үстінде 90 градус бұрышпен бүгіледі. Көлденең және тік қабырғалар үшін істікшелер арасындағы қашықтық осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 10-суретте көрсетілген. Іштіктердің ұзындығы оқшаулау қабатының қалыңдығынан 25 мм-ге артық. Іштіктердің әрбір қабаты диаметрі 1,2 мм сымнан жасалған ұзына бойғы және көлденең ішектермен қосымша бекітіледі.

203. Табақтармен оқшаулаған кезде ілмектерге табақтарды бекіту үшін диаметрі 1,2 мм сымның будасы байланады. Төменгі тік беті (төбе қалпында) қосымша № 12 – 1,2 тормен бекітіледі.

204. Жобалау қалпына блоктарды орнатқаннан кейін барлық аяғына дейін жеткізу жұмыстары аяқталады:

1) монтаждау жіктері және ілмектеудің оқшауланбаған жерлері жасалады;

2) бекіту орындары, тіректер, ілмектер, кронштейндер оқшауланады.

205. Тіректер мен ілмектер пісіру жіктерінің тіректің ұшынан кемінде 50 мм қашықтықта орналасуды ескере отырып, тозаңгазауаөткізгіштің трассасымен орнатылады.

206. Тайғақ тірек орнатқан кезде қораптың жылу ауысу шамасына өткізуге кері бір жағына жылжиды.

207. Ілмектердің қамыттарын бекіткен кезде жөнделген тозаңгазауаөткізгіште қамыт күштің тік қалпына қарсы қораптың бір жағына жылулық кеңею шамасының жартысына өткізуге қарсы жылжиды.

208. тіректермен ілмектердің серіппелері тозаңгазауаөткізгішті монтаждау кезінде кергіш керек-жарақтармен түсіріледі, ал түпкілікті орнатқан кезде сызбадағы көрсетуге сәйкес тартылады.

209. Ғимараттың элементтеріне жасалатын тіректер мен ілмектер бетонды белдескеннен кейін ғана толтыруға рқсат етіледі (6 - 7 тәулік).

210. Ілмектерді блоктармен тиеген кезде бір ілмектердің екіншісінің есебінен асып кетуін болдырмау үшін бірдең тарту қамтамасыз етіледі. Серіппелі ілмектер салмағы көп болған кезде алдын ала көтеру жүргізіледі, оның шамасы жұмысшы сыхбаларды көрсетіледі. Серіппелердің бұталары қосымша тартқаннан кейін бір-бірімен түйіскенге дейін қысылмайды.

211. Тозаңгазауаөткізгішті монтаждаған кезде оларды пайдалану процесінде еркін жылу өткізу көзделеді. Жылжуды болдырмау үшін қатып қалған тіректерді кеңейткен кезде қамыттар тартылады.

Жүктеменің тозаңгазауаөткізгіштер элементтерінің өз салмағынан айналып жатқан тетіктердің корпусына берілуін болдырмау үшін қораптардың айналып жатқан тетіктермен қосылуы тартпастан қамтамасыз етіледі, қораптар тұрақты тіректерге орнатылады.

212. Тозаңгазауаөткізгіштердің ернемексіз учаскелерін монтаждаған кезде алдын ала пісірілген монтаждау бұрыштары пайдаланылады, салыстырып тексеру осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 11-суретте көрсетілгендей сыналармен жүргізіледі.

213. Ғимараттың ішіндегі диаметрі (бұдан әрі – Д_у) 250 - 400 мм жарылғыш клапандар Қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес асбесті диафрагмамен қолданылады. Д_у 400 - 1000 мм жарылғыш клапандар металл диафрагмамен ғана көзделеді.

214. Жолдың қарсыласуын азайту және клапанның тозуын болдырмау үшін жарылғыш клапан диірменнің кіру тозаңөткізгіште тозаңөткізгіштің ішкі қабырғасында диірмен жағынан орнатылады.

215. Тозаңөткізгіштер диірменді желдеткіштен бастапқы ауа қорабына кірген кезде осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 12-суретте ұсынылған конструкцияның тығыз жапқышы немесе осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 13-суретте ұсынылған конструкцияның ауыспалы клапаны орнатылады.

216. 300х400-ден 500х1000 мм аралығында өтетін тікбұрышты клапандар бір өсті дайындалады, 600-700-ден 1000 х 1000 мм аралығында өтетіндер - екі өсті, 1 200 х 600-ден 1 500 х 1 200 мм аралығында өтетіндер - үш өсті, 1600 х 1000-нан 2 000 х 2 000 мм аралығында өтетіндер – төрт өсті және 2 200 х 1200-ден 2400 х 2000 мм аралығында өтетіндер – бес өсті.

217. Бұрамдық редукторлы жетектер көп күш-жігер басқаруды талап ететін клапандарда ғана қолданылады. Қалған жағдайларда дайындалуында неғұрлым қарапайым және пайдалануы ыңғайлы иінтіректі жетек қолданылады.

218. Жобада көзделген тесіктер газауаөткізгіштерді куәландыру және тазалау үшін асбесті төсемге тығыз орнатылады. Тесіктерде тозаңның тұрып қалуына ықпал ететін шығыңқы жерлер мен ойықтар болмайды. тесіктер (люктер) осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаға сәйкес 14-суретте көрсетілгендей қолданылады.

219. Монтаждалған тозаңгазауаөткізгіштерді сынаудың алдында созу үшін орнатылқған крестовиналар компенсаторлардан шешіледі және мыналар тексеріледі:

1) тозаңгазауаөткізгіштердің сақтандырғыш клапандарының жарамдылығы;

2 бөгде заттардың және лайдың болмауы;

3) реттеуші-сөндіргіш құрылғылардың тығыз жабылуы;

4) олардың жеңілдігі және басқару жетектерінің көрсеткіштеріне сәйкес бұрылу бағыты.

220. Жоғары қысымда жұмыс істейтін тозаңгазауаөткізгіштер учаскелерінің герметикалылығы жұмыс істейтін желдеткіштің қысымымен тексеріледі. Ауаның ағынын үрмелі желдеткіштің сорғыш келте құбырына бояу үшін бор ұнтағы лақтырылады. Тозаңөткізгіштердің герметикалығы бор ұнтағын сеппестен тексеріледі.

221. Жұмыс істеп тұрған түтін сорғыда газөткізгіштердің герметикалығы ыдыратылып майшамның алауымен тексеріледі, бұл ретте қосылыстардың тығыз болмауы жағына сорылады. Тығыздығы тексерілетін учаскеде жабық жапқышпен тексеріледі.

222. Шанаптың жиналу тығыздығы шанаптың ішіндегі түтін шашкасын жағып тексеріледі.

223. Тозаңгазауаөткізгіш қазандық агрегатымен кешенде жүктемемен сыналады.

10-тарау. Иірліктер

224. Иірліктердің (бұранда конвейерлерінің) сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген.

225. Көміртозаңды иірліктердің неғұрлым жиі зақымдануы:

1) ернемектерді дұрыс орнатпау мен жинамаудан саусақтардың бірдей жүктелмеуінің салдарынан аралық шетмойындарды бекіту саусақтарын кесу;

2) аралық мойынтіректерді қанағаттанғысыз жинау салдарынан, сондай-ақ иірліктің көмір тозаңымен престелуі салдарынан біліктің қисаюы мен сынуы;

3) иірлік редукторы білігінің және мойынтіректерінің сынуы, сондай-ақ ілінісу ернемектерінің бұранда білігінен пісіру орындарында иірлік ылғал тозаңнмен майлануынан ажыратылуы;

4) астауша қабырғаларының және тасымалданатын көмір тозаңы бұрандасы шетінің қажалуы;

5) саусақ терісінің бірдей тозбауы және дәл жинамаған кезде ілінісу ернемектері саңылауларын әзірлеу;

6) иірліктің ішкі детальдарын дұрыс жинамау немесе оның көмір тозаңымен престелуі салдарынан біліктің қисаюы және салбырауы;

7) иірлік редукторы тегершіктері тістерінің бірдей жұмыс істемеуі, редуктор мойынтіректерінің тегершіктерді редуктордың білігіне отырғызудың әлсіреуі салдарынан қисық кетуі мен әзірлеу;

8) тегершік тістерінің және мойынтіректердің майдың тығыздағыштар арқылы ағуынан күшейтіліп жұмыс істеуі;

9) адал орындалмаған тығыздағыштың салдарынан берік мойынтіректің тозаңмен бітелуі.

226. Жөндегенге дейін иірлік элементтерін қарап-тексеру жүргізіледі және анықталған ақаулар жұмыстар көлемінің ведомосына жазылады. Тозаң иірлігін қарап-тексерген кезде мыналарға назар аударылады:

1) редуктордың ілінісуін жартылай муфталарға отырғызу тығыздығы және саусақтардың астына ұяшықтарды өңдеу;

2) редуктор тегершіктерінің білігіне отырғызу тығыздығы және тегершік тістерін өңдеу сипаты;

3) редуктор мойынтіректерінің жай-күйі;

4) білік мойындарының жай-күйі және ілінісу жартылай муфталарының ұяшықтарын өңдеу;

5) редуктор рамасын бекіту және редуктордан майдың ағуының болуы;

6) ішпектерді өңдеу, корпустың және берік мойынтірегі тығыздағыштарының жай-күйі;

7) аспалы мойынтіректердің ішпектерін өңдеу, олардың тірегінің және ілмектерінің жай-күйі;

8) бұранда қалақтарының жай-күйі;

9) иірліктің және астаушаның жеке түйіндерінің қосылыстарындағы тығыздағыштардың сапасы, иірлік корпусының жай-күйі және тірек қабырғаларды тұғырнамаға бекіту;

10) ылғалсорғыштардың жай-күйі.

227. Иірлікті жөндеу басталғанға дейін құрал мен керек-жарақтар дайындалады:

1) редуктордың білігінен және электрқозғалтқыштан осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 2-суретте көрсетілгендей жартылай муфталарды алуға арналған қапсырма;

2) бұранда біліктерін тексеруге арналған керек-жарақтар осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 2 және 3-суреттерде көрсетілгендей;

3) біліктің, бұранданың және шетмойынның дөңестерін және жапырылғандарын тексеруге арналған шаблондар осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 4-суретте көрсетілгендей;

4) мойынтіректерді орталықтандыруға арналған бақылау-орнату білігі;

5) гидравликалық деңгей;

6) иірлік астаушасын тексеруге арналған шаблон осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 5-суретте көрсетілгендей;

7) аспалы мойынтіректерді орталықтандыруға арналған бірернемекті шетмойын осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 2-суретте көрсетілгендей;

8) иірлік бұрандасын көтеруге арналған керек-жарақ осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 7-суретте көрсетілгендей.

228. Иірлікті жөндеу басталғанға дейін материалдар дайындалады:

1) қалыңдығы 1 - 1,5 мм электр картон;

2) жартылай муфталардың саусақтарына арналған былғары немесе резеңке сақиналар;

3) тығыздауға арналған киіз;

4) орталықтандырған кезде төсеуге арналған қалыңдығы 0,1 - 0,15 мм болат жұқалтыр;

5) бұрандамалардың сомындармен бірге жиынтығы.

229. Иірлікті жөндеуге тоқтатқанға дейін көмір тозаңы жұмыс істейді және олардың қате ашылуын болдырмау үшін осы иірлікке циклоннан ағымдарға аудармалы жапқыштарға рұқсат етілмейді.

230. Электрқозғалтқыштан кернеуді алғаннан және иірлікті жөндеуге шығаруға рұқсатты ресімдегеннен кейін жетек үйкелістерін бөлшектеуге, ал кейін иірліктің өзін бөлшектеуге кіріседі.

231. Иірлікті бөлшектеу мынадай тәртіппен жүргізіледі:

1) электрқозғалтқышты редуктормен және редукторды иірлікпен ілетін жартылай муфталардан қоршаулар алынады;

2) жартылай муфталардың ілінісу саусақтары алынады және былғары сақиналардың тозу сипаты белгіленеді. Жартылай муфталардың саусақтары астындағы қуыстарды қарап-тексеру жүргізіледі, бұл ретте оларды бөлшектеу сипаты мен дәрежесі айқындалады;

3) редуктор біліктерінің қапталдағы қақпақтары бұрап шығарылады, біліктердің қапталындағы тығыздағыштар алынады, содан кейін қуыс бұрғымен мойынтіректің сыртқы сақинасы мен қақпақ корпусы арасындағы саңылаулар мойынтіректің өз ұяшығына отыру тығыздығын тексеру үшін өлшенеді;

4) редуктор қақпағының еремегінде бұрандамалар бұрап шығарылады. Қақпағы белдің көмегімен алынады және ағаш төсемдерге ернемегі төмен болып төселеді;

5) астауша қақпақтарынан тозаң циклонының ағымдары ажыратылады;

6) астауша қақпағының бүкіл ұзына бойы бұрандамалар бұрап шығарылады;

7) қақпақтары астаушамен бірге бояумен таңбаланады және кейін шешіледі.

232. Шарикті мойынтіректерді білікке отырғызу осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 2-кесте бойынша кернеулі отырғызудың саңылау жүйесі бойынша 2-сыныпты дәлдікпен жүргізіледі.

233. Мойынтіректерді корпусқа отырғызу осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 3-кесте бойынша тайғанақты отырғызу білігінің жүйесі бойынша 2-сыныпты дәлдікпен жүргізіледі.

234. Майды редуктордан ағызғаннан және редукторды жуғаннан кейін мыналар тексеріледі:

1) тегершіктердің іліну дұрыстығы – радиальды және қапталды саңылауларды өлшеп.

Тістің үсті мен тегершіктің ойық жеріндегі радиальды саңылаулар шаблонмен тексеріледі. Тістердің арасындағы қапталдағы саңылаулар жұмыс істемейтін жағынан қуыс бұрғымен өлшенеді, ал қапталдағы саңылаулар жұмыс істейтін жағынан бойылуына тексеріледі. Радиальды саңылаудың шамасы 0,2 - 0,3 модуль шегінде болады. Екі қапталдан өлшенген радиальды саңылаулардың шамасы 0,2 мм аспайды, ал қапталдағы саңылаулардың шамасы - 0,1 мм. Бояуын тексерген кезде оның іздері тіс ұзындығының кемінде 75 % жабады, қапталдағы саңылау 0,3 - 0,5 мм болып белгіленеді;

2) өңдеу шамасы тіс қалыңдығының 35 %-ынан аспайды;

3) тегершіктердің білікке отырғызылу тығыздығы осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 4-кестеде көрсетілген рұқсатардың шегінде болады;

4) шарикті мойынтіректердің білікке отырғызылу тығыздығы және олардың жалпы жай-күйі. Шеңбер мен шариктар (роликтер) арасындағы саңылау 0,25 мм аспайды.

235. Редуктордың жай-күйі тексерілгеннен кейін оны бөлшектеу жүргізіледі. Барлық детальдары арнайы дайындалған таза орынға төселеді.

236. Картерден майдың қалдықтарын алғаннан және оны лайдан тазартқаннан кейін редуктордың корпустарын қарап-тексеру жүргізіледі.

237. Иірліктің қақпақтарын ашқаннан кейін қарап-тексеруге және астаушадағы детальдарды бөлшектеуге кіріседі:

1) бұранданың жай-күйі және қалақтың тозу сипаты;

2) көлденең тіректердің жай-күйі және бекіту;

3) ілмектердің жарамдылығы және бұрандада коррозияның мен тозудың болмауы;

4) аспалы мойынтіректердің төменгі ішпектерін өңдеу. Ішпектерді өңдеу шаблонмен және қуыс бұрғымен өлшенеді. Мойынтіректердің ішпектерін өңдеуге 0,5 мм шегінде рұқсат етіледі;

5) аспалы шетмойындардың мойындарының жай-күйі. Шетмойын мойнының диаметрін 0,5 мм астам шамаға азайтуға ол берілмейді;

6) шетмойындардың жартылай муфталарының және бұранда түйіндерінің жай-күйі.

238. Бұрандаларды астаушадан алу үшін бұранда белдің көмегімен ілінеді немесе оның астына төсем төселеді. Түйіннің екі жартылай муфталарында бір мезгілде біріктіргіш саусақтар бұралып алынады және бұранда астаушаның астына жіберіледі. Жіберген кезде бұранда орталықтандырғыш қайрақтар ойық жерден шыққанша бір жағына жылжытылады.

239. Бұранданы түйіндерге бөлшектегеннен кейін мойынтіректерді бұзуға кіріседі. Ол үшін төменгі ішпегі бар ілмек алынады және шетмойындар үстіңгі 6) шетмойындардың жартылайішпекпен бірге алынады. Көлденең сүйеулер өз орындарында қалады, ал ілмектер оларға ілінген сомындармен бірге алынады.

240. Мойынтіректерді бөлшектегеннен кейін астаушадан бұранданың түйіні еркін алынады.

241. Тозаң иірлігін бұзған кезде анықталған ақаулы детальдар түзетілуге тиіс. Қалпына келтіру оңтайлы емес тозаң иірлігінің неғұрлым тозған элементтері жаңаларымен ауыстырылады.

242. Бұранданың бүгілген қалақтары зілбалғаның жеңіл соққыларымен түзетіледі. Қалақтар едәуір қисайған кезде оларды түзету қыздырылған күйде жүргізіледі. Қыздыруды газ қыздырғыштың алауымен жүргізуге болады.

243. Біліктің майысқан учаскелері суық күйінде зілбалғаның соққыларымен немесе домкраттың көмегімен түзетіледі. Едәуір майысқан жерлер қыздырылған күйде жойылады. Қыздыру 500 - 600

C температураға дейін газ қыздырғышының алауымен жүргізіледі. Білікті түзету оның қисаюы 10 метр ұзындыққа

1 мм аспайтын жағдайда аяқталған деп саналады. Біліктердің тозған мойындары бор жағылған электродтармен электрмен балқытып бекітумен балқытылады және тесіледі.

244. Бұранда қалақтарын үстінің 10 % дейін жергілікті қажаған кезде зақымданған учаскелер жаңа бұрандалармен ауыстырылады. Иірліктің өнімділігін азайтумен жүретін бұранданы жалпы қажаған кезде барлық бұранданың үсті майысады.

245. Иірлік бұрандасының сүйіну айналымдары арнайы шаблонмен қалыңдығы 5 - 6 мм болаттан кесіледі. Газ оттығымен шие қою түске дейін (500 - 550

C) қыздырылған дайындалған айналымдарға қажетті нысан беріледі, бұдан кейін олар білікке пісіріледі. Пісіру Э42 электродтарымен жүзеге асырылады.

246. Тозаң иірлігінің айналымдарын дайындау үшін 3-табаққа пісірілген 1 және 2 құбырдың екі тіліндісінен тұратын осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаның 8-суретіне сәйкес арнайы керек-жарақ пайдаланылады.

1-құбыр бұранда желісі бойынша кесіледі. Осы бұранда желісінің қадамы мен диаметрі иірліктің қадамы мен сыртқы диаметріне сәйкес келеді.

1-құбырдың ішіне пісірілген 2-құбыр, сыртқы диаметрі иірлік білігінің диаметріне тең келеді. 2-құбырдың үстіңгі бөлігінде 4-тілік болады, оның ені шиыршық айналмасының қалыңдығынан 1 мм көп, ал тереңдігі иірлік диаметрінің жартысына тең. 2-құбырға бұранда желімен 5 жолақ пісіріледі. 5 жолақтың үстіңгі ернеуі және 1-құбырдың тілігі бір деңгейде болады. Айналманы дайындау 2-құбырдың 4 тілігіне салынады және бұрыштарды тартып әр жаққа қисаяды. Сосын балғаның соққыларымен дайындамаға ұзына бойы 5 олақты бұранда желіге және 1-құбырдың бұранда тілігіне жапсарлас болуы үшін нысан беріледі.

Саңылауы бар 6 қаптамалар дайындаманы жиектемеге сүйменмен қысу үшін қызмет атқарады.

247. Ілінісу ернемектерінің жай-күйі біліктің ақаулары жойылғаннан, бұранда қанаты түзелгеннен және қалпына келтірілгеннен кейін тексеріледі. Тексеру саңылаулардың оқыстығының болмауына, екі ернемектің параллельдігіне және олардың бұранда білігіне дұрыс орнығуына жүргізіледі.

248. Ернемектерде оқыстығының болмауы және саңылаулар қадамының дұрыстығы осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаға сәйкес 8-суретте көқрсетілген керек-жарақтардың көмегімен тексеріледі. Бақылау саусақтары жартылай муфтаның қуысына еркін кіреді.

249. Ернемектердің өзара параллельдігі және олардың білікке балқытып бекітілуінің дұрыстығы осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаға сәйкес 5-суретте көрсетілген керек-жарақпен тексеріледі. Бұл үшін ернемектерге алдын ала токарь станогында тексерілген шетмойындар бекітіледі және бұранда керек-жараққа орнатылады. Білікті бұра отырып, индикатормен радиальды және аксиальды жылжыту тексеріледі. Радиальды және аксиальды жылжытуға 0,2 - 0,4 мм шегінде жол беріледі. Ернемектер жазықтарының параллель болмауы 0,1 - 0,2 мм аспайды. Ернемек жазықтарының перпендикулярлығы бұрыштамамен және қуыс бұрғымен айқындалады. Перпендикулярлықтан ауытқу 0,1 мм аспайды.

250. Астаушаның тозған учаскелері табақты болаттан дайындалған астаушаның жаңа түйіндерімен ауыстырылады. Жаңа түйіндер астаушаның жігіне балқытып бекітіледі.

251. Астаушаның ернемекті қосылыстарында бар асбесті төсемдер жаңаларымен ауыстырылады.

252. Астауша тозған кезде ол жаңадан дайындалады.

Иірліктің астаушасы қалыңдығы 5 - 6 мм табақты болаттан дайындалады. Астаушаның кесілген және белгіленген дайындамалары қажетті радиусқа дейін жаншып қақталады. Жаншып қақталған дайындаманың үстіне қаттылық беру үшін бұрыштамалар балқытып бекітіледі. Шеткі бұрыштамалар астаушаның жекелеген түйіндерін өзара біріктіру үшін ернемек ретінде әрекет етеді.

Астаушаның дайындалған түйіндері осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшаның 5-суретіне сәйкес шаблонмен тексеріледі. Астауша түйінінің ұштарындағы бұрыштамалардың параллель болмауына 1 - 2 мм шегінде рұқсат етіледі, ал астаушаның өсіне перпендикулярлықтан ауытқу 0,5 - 1,0 мм. Қаттылық бұрыштамаларының кесінділері бір биіктікте орналасады. Бұрыштамалардың барлық кесінділерінің көлденең жазықтығынан ауытқу езы қосу, алу 4 - 5 мм шегінде рұқсат етіледі.

253. Астаушаның жекелеген түйіндерінің бұрандамаларына жиналған өстестік астаушаның ортасынан өтетін тартылған болат сыммен тексеріледі. Жекелеген түйіндердің анықталған қисаюы оларды әлсіретілген бұрандамаларда қозғап жойылады. Астаушаны салыстырып тексергеннен кейін барлық босаған бұрандамалар тартылады.

254. Астаушаның көлденеңдігі екі метр сызғыштың және уровеньнің көмегімен тексеріледі. Көлденеңнен ауытқуға астауша ұзындығының 10 метріне + 1 мм рұқсат етіледі.

255. Астаушаның қақпағы астауша жасалған металдан дайындалады. Астаушаның мойынтіректердің тікелей үстіндегі қақпағы шамамен 0,5 метр ұзындықта алынбалы-салмалы етіп жасалады.

256. Жарылыс клапандары ортасында тігісі бар қалыңдығы 0,5 мм табақты болатпен жабылады. Жаңқақаққыш құрылғыларды тазартқан кезде тозаңды кетіруге арналған келте құбырлар металл тормен және бітеуішпен жабылады.

257. 2 мм артық тозған шетмойын жаңаларына ауыстырылады. Шетмойындар білікшеден және ернемектерден жасалады. Білікше өңдеуге шамамен 5 мм түсіріліп алынады. Ернемектерді білікшеге орнатқаннан кейін оларды осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымшаның 9-суретіне сәйкес екі жағынан балқытып бекіту жүргізіледі. Балқытып бекіткеннен кейін шетмойынды түпкілікті өңдеу орындалады. Ернемектердегі орталықтандырғыш қырналулар 3 - 4 мм тереңдікпен жасалады, ал оларға сәйкес келетін шетмойын ернемектерінің дөңестері қырналу тереңдігі мен диаметрінен 0,5 мм-ге аз.

258. Шетмойындарды түпкілікті өңдеген кезде ернемектер жазықтарының параллельдігі мен олардың шетмойын өсіне перпендикулярлығы тексеріледі. Шетмойын жазықтарының параллель болмауына 0,1 - 0,2 мм шегінде рұқсат етіледі.

Перпендикулярлығы бұрыштықпен және қармауышпен анықталады. Ауытқу 0,1 мм аспайды.

Таянышты олардың ернемектерінде өңдегеннен кейін саңлаулары тесіледі. Таяныштарды өңдеу жылжымалы отырғызу саңлауының жүйесінде 3-ші сынып бойынша дәлдікпен жүргізіледі. Таяныштар бетінің тазалығы өңдеу тазалығының 7-ші сыныбына сәйкес келеді.

259. Иірлікті жылумен кеңейтудің өтемақысы үшін таяныштың осі мойынтіректің осінен жетек жағына "а" шамасына, осы Әдістемелік нұсқаудың 14-қосымшасының суретіне сәйкес жетектің 1 мм шамасынан 1 метр мойынтірек қашықтығына қарай жылжиды.

260. Иірлікті жинау екі жеке операциядан тұрады:

1) көлденең тіректерді жиналған мойынтіректермен орталықтандыру;

2) иірлік бұрандаларын қондыру.

261. Мойынтіректермен көлденең тіректерді орталықтандыру бақылау білігімен жүргізіледі. Барлық көлденең тіректер өз орнына орнатылады және бұрандалармен жеңіл бекітіледі. Негізгі табанды мойынтірек төменгі сынамасына жинақталады.

262. Бақылау (орнату) білігі бір шетімен негізгі табанды мойынтіректің төменгі сынамасына, ал басқасымен - табанды аспалы мойынтіректен біріншісіне жинақталады. Деңгеймен (тіреулер мен мойынтіректерде босаған бұрандалар кезінде) мойынтіректердегі білік еңісі мен бүйірлік саңылаулар тексеріледі.

263. Бүйірлік саңылауларды өлшеу екі жағынан жүргізіледі.

264. Көлденең тіректердің орнын оны ауыстыра және астарын орнатумен өзгерте отырып, аспалы мойынтіректі негізгі табанды мойынтірекке орталықтандырады. Орталықтандыру аяқталған болып есептеледі, егер:

1) білік еңісі + оның ұзындығынан 10 метрге 1 мм аспайды;

2) мойынтіректердегі бүйірлік саңылаулар 0,1 - 0,15 мм шектерінде болады және өзара тең, ал жоғарғы саңылау 0,2 - 0,3 мм шектерде болады.

265. Бірінші аспалы мойынтіректің көлденең тіректерін орнатқаннан кейін бақылау білігі босатылады және екінші аспалы тірекке орнатуға кіріседі, сонымен барлық аспалы мойынтіректер бірте-бірте орнатылады. Әр мойынтіректі жинағаннан кейін білік қолмен бұралады. Білікті айналдыру еркін.

266. Бұранданы жинау бір шетіне негізгі мойынтіректің табанды сақинасы отырғызылған бірінші буыннан басталады, ал басқа шетіне ернемек балқытылып бекітіледі. Бұранданың бұл буыны бір шетімен табанды мойынтірекке жинақталады, ал екіншісіне алмалы-салмалы таяныш бұралады және бұдан бұрын көлденең тірекке орнатылған аспалы мойынтірекке бекітіледі.

267. Бұранданы орнатып және мойынтіректерді бекітіп, біліктің жеңіл айналуын оны қолмен бұрау арқылы тексеріледі. Бұранданың түрлі жағдайларында 3 - 5 мм шектерінде жатқан бұранда мен науа арасындағы саңылау тексеріледі.

268. Бұранданың бірінші буынын орнатқаннан кейін екінші буынды орнатуға кіріседі. Әр буынның білігіне бір жағынан ернемек, ал екінші жағынан – оған таяныш бекітілген ернемек балқытылып бекітіледі. Бұранда буынының әр аспалы мойынтіректерінде орнатылған бұранда мен науа арасындағы саңылаулар тексеріледі.

Көрсетілген реттілігінде бұрандалардың барлық буындары жиналады.

269. Бұрандаларды орнату кезінде біріктіргіш ернемектерді жинау орындалады. Орталықтанған дөңестер орталықтанған ернемектердің жануларына кіреді. Аспалы мойынтіректер таяныштардың ортасына орнатылады. Мойынтіректер мен ернемектердің қабырғаларының арасындағы бүйірлік саңылаулар 10 - 12 мм шектерде жатады.

270. Иірлік бұранданы жинағаннан кейін науа қақпағын орнатуға кіріседі. Қақпақтар асбест төсемдерге орнатылады. Сақтандыру клапандарының жағдайы науа қақпағын орнатқаннан кейін тексеріледі.

271. Егер жөндеу кезінде иірлік біліктің жартылай муфтасы алынса, осы Әдістемелік нұсқаудың 14-қосымшасының 5-кестесіне сәйкес орнатуға рұқсат беру талаптарына сай отырғызылады.

272. Жартылай муфтаны орнатқаннан кейін бұранда білігін редуктормен орталықтандыру, ал сонан-соң электрқозғалтқышты редуктормен орталықтандыру жүргізіледі. Орталықтандыру орталықтандырылған қапсырмамен жүзеге асырылады.

273. Жұмыста редукторды сынамалау иірліксіз жүргізіледі. Егер редуктордың жұмысы қанағаттанарлық болса, оны иірлікке біріктіреді және жұмыста иірлікке тозаңсыз сынамалайды. Иірліктің жеке қалыпты жұмыс істеп тұрғанына көз жеткізген соң, шаң беріледі және 4 – 6 сағат ішінде жүктемемен иірліктің жұмысы тексеріледі. Иірлікті сынаудың қанағаттанарлық нәтижелерінен кейін түйіндеп тапсыруға беріледі.

274. Иірліктің аралық мойынтіректері осы Әдістемелік нұсқаудың 14-қосымшасының 11-суретіне сәйкес ернемектер "тиекке", ал аспалы мойынтіректі – тіректерге біріктірумен ағаш сыналарға ауыстырылады.

275. АШ түріндегі бұрыштағы тозаң жүйесі жұмысы кезінде реверсивті иірліктер орнына аэронауа қолданылады.

11-тарау. Диірмен желдеткіштер

276. Білікке қалақты аспаптарды алып тастау мен орналастыру осы Әдістемелік нұсқаудың 15-қосымшасының 1 және 2-суреттеріне сәйкес бұранда керек-жарақтарымен жүргізіледі.

277. Біліктің орналастыру бөлігіне қалақты аспаптарды алып тастау мен орналастыруды жеңілдету үшін және қалақты аспаптардың күпшегінде саңылау конусқа теседі (10 градус).

278. Электрэнергиясының пневматикалық көлікке шығыстарын төмендету үшін диірменді желдеткіштің артық қысымы кезінде, осымен олардың роторының диаметрін төмендете отырып күректер кесіледі (қысқартылады).

279. Ротордың диаметрін төмендетудің қажетті шамасы, мм мына формула бойынша анықталады

,

мұндағы Д₁ және Д₂ – желдеткіш роторының (қалақты аспаптар) бар және талап етілген диаметрлері, мм;

Н₁ және Н₂ – түтінсорғыш немесе желдеткіштің дамушы және талап етуші қысымдары, килограмм/квадрат метр (бұдан әрі - кг/м²) (су бағанасының миллиметрі (бұдан әрі - су бағанасының мм.).

280. Диірменді желдеткіштердің қалақты аспаптары дискілерінің күректерді балқыту кезіндегі шалыстық және ауытқуларын жою үшін қалақты аспаптарды өзара екі жағынан біруақытта бекітетін балқыту жүргізіледі, бұл балқыту уақытында құрылымының үлкен қаттылығын қамтамасыз етеді және балқытып бекіту кезінде туындайтын күштерін теңестіру жағдайын жасайды. Екі қалақты аспапта осы Әдістемелік нұсқаудың 15-қосымшасының 3-суретіне сәйкес 2-қабырғасына орнатылады және өзара бұрандалармен және 3 дискінің бір-біріне жанасатын сыртқы жиектерін балқытып бекітумен біріктіріледі. Құрама конструкциялардың үлкен қаттылығы үшін бұрандалық біріктірмелер 4 тақтайшасы арқылы жүзеге асырылады.

5 күректі балқытып бекіту әдеттегі тәртіпте жүргізіледі, кезек-кезегімен қарама қарсы орналастырылған күректер балқытылады. Қалақты аспаптардың барлық күректерін бу күйінде балқытып бекіткеннен кейін механикалық өңдеуге түседі, мұнда дискілердің балқытып бекітілген жиектерін қайрағаннан кейін олар бөлінеді және оларды кейіннен өңдеу әдеттегідей тәртіпте бөлек жүзеге асырылады.

281. Осы Әдістемелік нұсқаудың 15-қосымшасының 1-кестесіне сәйкес жүк көтеру құрылғыларын таңдау үшін диірмен желдеткіштерінің негізгі деректері.

12-тарау. Көмірмайдалағыш шарлы барабанды диірмендер

282. Жөндеуге диірменді тоқтатар алдында оған сыртқы тексеру жүргізіледі және барабанның, жетектің және редуктордың мойынтіректері дірілін өлшейді, тозаң беруші және көмір беруші келтеқұбырларының және олардың тығыздығының, мойынтіректерден май ағуының және біліктерінің босауы, сондай-ақ іргетас бұрандамаларының жағдайы тексеріледі. Егер бронды барабанды ауыстыру көзделсе, жөндеуге диірменді тоқтатар алдында барлық шарлар жүктеледі.

283. Диірменді тоқтата және электрқозғалтқышты желіден ажырата отырып, диірмендердің негізгі құрастыру бірліктері қарап тексеріледі және жетекті және тәжді тістегершік тістерінің тозу дәрежесін үйкелуде анықтайды, радиал және бүйірлі саңлауларының көлемдері, тәжді тістегершіктің барабанға бекітілген бұрандалары, диірмен барабанының көлденең осіне қатысты орыны, жетек пен редуктордың орны мен біріктіргіш муфталар тексеріледі.

284. Жетек пен редукторды ашады, тістегершіктерді, біліктерді және мойынтіректерді қарап тексереді, саңлауларды өлшейді, барлық бөлшектерінің беті тексеріледі және оларды жөндеу көлемін анықтайды. Таяныштың және диірменнің негізгі мойынтіректерінің жағдайын, барабанды көтере отырып және сыналарын шығара отырып бағалайды.

285. Шарлы диірменнің жұмысы кезінде шарлар азғантай тозуға ұшырайды. Жұмыстың әр 2500 – 3000 сағаты арқылы оларды сорттайды, тозу нәтижесінде диаметрі 15 - 17 мм дейін төмендеген шарларды жояды (шарлардың алғашқы диаметрі 30 - 40 мм). Сорттау жүргізгеннен кейін барабанға толық жүктелгенге дейін жаңа шарларды қосады, бұл жағдайда диірмен неғұрлым өнімді және үнемді жұмыс істейді. Еңбек сыйымдылығын төмендету үшін шарларды жүктеудің механикаландырылған тәсілдері қолданылады, мысалы кешенді жұмысты механикаландырудың түрлі схемалары пайдаланылады (қоймаға шарларды түсіру, оларды диірменге түсіру және шығару).

1-параграф. Сауытты жөндеу

286. Диірмен барабанының цилиндрлік бөлігінің сауыт қалыңдығы 15 - 16 мм дейінгі плитаның тозуы кезінде, сондай-ақ бронеплит толқындарының жұмысы кезінде ауыстырылады. Барабанның тәжді бөліктерінің сауытының толассыз тозуы кезінде ауыстырылады. Жекелеген бронеплиткалардың тозуы кезінде оларда қалыңдығы 20 - 25 мм парақ болаттардан салғыларды, егер сауытты болат балқытылған жағдайда балқытып бекітеді.

287. Сауытты ауыстыру бойынша жұмыстарды бронеплитті барабанға бекіту тәсілімен анықтайды. Жаңа бронеплиттарды орнату алдында бұзылған асбест картондарының қалдықтары алынады және жаңа картон төселеді.

288. Барабанды брондау, бронеплиталар бір сынамен бекітіледі, мынадай тәртіпте орындалады – төменгі жағына екі сақиналы қатарларға бронеплиталар төселеді және кергішермен бекітіледі, одан кейін барабан 180 градусқа бұрылады, плиталарды осы сақиналы қатарларға төсеу аяқталады және қатарлары сыналармен бекітіледі. Осылайша плиталардың екі қатары орнатылады.

289. Бронеплиталар, жылжымалы рельс жолдары немесе арқанды жолдар электржүк арбалар көмегімен бас жағы және иілмелі біліктері арқылы диірменге беріледі, ол үшін келте құбырлардың бірі алып тасталды.

290. Тәжді сауыт оңай ауыстыралады, өйткені оны ауыстыру үшін барабан шарлары түсірілмейді.

291. Егер бронеплиталар тозбаған және ауыстыруға жатпайды, оларды бекіту беріктігі тексеріледі және бұрандамаларын қаттылайды.

292. Көмірберуші және тозаң беруші келте құбырлар, сондай-ақ еденді таяныш төлкелер, тиісті учаскелерін балқыта және ауыстыра отырып жөнделеді. Келтеқұбырларды тозған сауыттар ауыстырады, ал төлкелерге таяныш сақиналар ернемекпен және сымдармен орнатылады. Жөндеу кезінде келтеқұбырлардың тығыздығы қарап тексеріледі және қалпына келтіріледі.

2-параграф. Тәжді тістегершіктерді жөндеу

293. Балшықтан және майдан тазартылған тәжді тістегершіктер егжей-тегжейлі қаралып тексеріледі. Диірмендерді пайдаланғаннан кейін әдетте бұрандамалардың босауын, тәжді тістегершіктердің жергілікті және жалпы біржақты тістерінің тозуын, жоғары радиал және остік соғуын қадағалайды.

294. Егер тәжді тістегершіктерді жөндеу уақытында бұру немесе ауыстыру үшін алып тастау болжанбаса, онда, тістегершіктердің жартысын біріктіретін барлық бұрандамалы кермелердің тістегершіктерді барабанға және бұрандаларға беку беріктігі тексеріледі. Босап қалған бұрандамалар бұралады.

295. Жергілікті тістердің тозу нәтижесінде пайда болған белдемелер мен қылаулар, оларды пневматикалық кескішпен кесе отырып және тегістеуші машинамен қорғай отырып жойылады. Жарықтар мен майысулар шаблон бойынша электрмен дәнекерлеу арқылы кейіннен кесумен және тегістумен балқытылып бекітіледі.

296. Тәжді тістегершіктердің тістерінің біржақты тозу дәрежесі шаблон бойынша анықталады, на котором қалыпты тіс профиліне кесіледі. Тістерді тістегершіктерге үлкен бір жақты тозу кезінде, жұмыс бөлігі тістердің тозбаған жағы болуы үшін 180 градусқа бұрылады. Егер тістері мен қалыңдығының екі жағы да тозса, оларды 30 - 40 % тістегершік ауыстырылады. Тәжді тістегершіктердің радиал және остік соғулары қада белгілер мен қармауыштың көмегімен өлшенеді. Тістегершіктің радиал соғуы 1 мм аспайды, ал остік -1,5 мм аспайды.

297. Тәжді тістегершіктерді жол берілмейтін соғуларды жою үшін алып тастау, 180 градусқа бұру немесе ауыстыру әдетте екі жүк көтергішпен немесе полиспасталармен жүргізіледі, кезек кезегімен алдымен тістегершіктің біреуі, ал кейін екінші жартысы алып тасталады. Тістегершіктерді бұру немесе ауыстыру алдында барабан ернемегінің радиал және остік соғуы тексеріледі. Егер соғу рұқсат етілгеннен асса, ернемек егеледі. Тәжді тістегершіктің жартысы, сондай-ақ екі полиспасталармен немесе жүк көтергішпен орнатылады.

298. Тәжді тістегершікті жинау кезінде екі жартысы да бірі екіншісіне берік ұштастырылады (араластыруға рұқсат 0,05 мм). Тістегершік пен барабан ернемектерін біріктіруде ойықтар 0,1 мм аспайды. Орнатылған тістегершіктің рұқсат етілген радиал соғуы 1 мм, остік - 1,5 мм аспайды.

3-параграф. Негізгі мойынтіректерді жөндеу

299. Диірменнің негізгі мойынтіректері жиі тозады немесе баббитті құю қатпарланады. Сыналардың жай-күйін тексеру және ақауларды жою кезінде, баббитті құйманың тозу белгілері біліне бастағанда (қауіптер, жарықтар, сыдырулар, ерулер) олар алынады, керосинде жуылады және қарап тексеріледі, Баббитті құю қалыңдығы бұрғылаумен анықталады. Қалыңдығы кем дегенде 3 мм кезде, сондай-ақ баббитті қабаттың қатпарлануы кезінде сынаның құю беті 30 % аса қайта құйылады, тесіледі және қырылады.

300. Баббитті құюдың жергілікті ақаулары (майысулар, қуыстар, сыдырулар, жарықтар) және сына денесінен баббиттің аз ғана қатпарлануы бөлумен және балқытумен жойылады. Балқытылған мойынтіректер токарлы немесе карусельді станокта, ал балқытудың аз ғана кеөлемі кезінде – шаблон бойынша қолмен егеу және қыру арқылы өңделеді.

301. Сыналарды қиыстырғанға дейін, керосинмен жуылатын, шүберекпен құрғақ сүртілетін еден таяныштары қарап тексеріледі және жөнделеді және жапырылады, сызаттар, сыдырулар, коррозияның жеуі білінеді. Бұл ақаулар, абразивті паста жағылған ішінен жұқа киізден тігілетін ағаш қамытттардың көмегімен тегістеу арқылы жойылады. Бірлі-жарым ірі ақаулар бөлінеді және балқытылады, одан кейін егеу және қыру арқылы өңделеді, содан соң барлық таяныштар тегістеледі. Қиюластырылған сыналар мойынтіректердің корпусына орнатылады, таяныш бетіне бояу жағылады және барабан сынаға түсіріледі, бұдан кейін екі жағы 30 - 40 градусқа бұрылады. Бұдан әрі көтеріледі және барабанға бекітіледі, сыналар шығарылады және жөндеуге арналған техникалық құжаттарда көрсетілген нормаларға сәйкес саңлауларды қамтамасыз ете отырып ізінше бояуларды жеткізе қырумен жүргізіледі.

302. Барабанды қондырар алдында таяныштардың жөнделген сыналары жақсылап жуылады және құрғақ шүберекпен сүртіледі, одан кейін май жағылады. Мойынтіректерге түсірілген барабан таяныштың көлденеңдігіне тексеріледі. Көлденеңдігінен ауытқу барабанның 1 метр ұзындығына 0,35 мм аспайды.

303. Мойынтіректер қақпақтармен жабылады, майұстағышты тығыздамаларға жаңа жұқа киізден жасалған немесе киіз сақиналар орнатылады. Бұдан кейін мойынтіректердің сумен салқындатылған құбырлары қосылады.

4-параграф. Жетекті жөндеу

304. Жетекті бұзу және жинау кран-балкалардың, электроталдар, кранның немесе жүк жебенің көмегімен жүргізіледі.

305. Жетектің тісті дөңгелегін қарап тексеру кезінде тістерінің жергілікті (майысулар, жарықтар, сырықтар, қылаулар) жалпы тозуы байқалады. Жергілікті тозу шаблон бойынша кейіннен өңдей отырып бөлгішпен және электр доғалық балқытумен жойылады. Тістердің елеулі жалпы тозуы кезінде дөңгелек 180 градусқа бұрылады, ал егер ол екі жағынан тозса ауыстырылады. Тісті дөңгелектерін алу үшін, алдымен алынғышпен жартылай муфта білігінен алып тасталады. Тығыз сақина және дөңгелек баспақ арқылы немесе арнайы рамалар мен гидравликалық домкраттың көмегімен алып тасталады.

306. Тісті дөңгелек, оны 150 – 200

С дейін қыздыра отырып және баспақты керек-жарақтарды қолдана отырып 0,05 – 0,075 мм тартумен білікке отырғызылады. Таянышты сақина білікке ыстық күйінде 0,2 мм тартумен отырғызылады, ал жартылай муфта 0,05 мм дейін тартумен баспақталады. Жетек білігі мойындарының эллипсистігі 0,05 мм аспайды, конустық – 0,02 мм аса, білік қисықтығы – 0,08 – 0,1 мм аса.

307. Мойынтіректердегі тісті дөңгелекпен жөнделген білікті төсегеннен кейін тәжді тегершік дөңгелегінің үйкелуі тексеріледі және үйкелуде радиал саңылау реттеледі.

308. Тексерілген тәжді тегершік бойынша жетек іргетас бұрандаларымен бұралады, бұдан кейін бұрандалар босамайды, мойынтіректер жылжиды немесе олардың корпусына төсемдер орнатылады. Жетекті жиынтықтау кезінде мойынтіректер жуылады, жұқа киізден жасалған тығыздағыш орнатылады, мойынтіректердегі жоғарғы саңылау реттеледі, қақпақтары жабылады және май құйылады.

5-параграф. Редукторды жөндеу

309. Редукторды жөндеу, жетекті жөндеу үшін қандайы қолданылады сол такелажды керек-жарақтармен жүргізіледі. Редуктордың қақпағын ала отырып, олардың тозуын анықтай отырып тісті дөңгелектердің, біліктердің және мойынтіректердің жай-күйі тексеріледі, дөңгелектердің үйкелуіндегі радиал және бүйірлі саңылаулар және домалау мойынтіректердегі радиал саңылаулар өлшенеді. Егер тісті дөңгелектерде елеулі жалпы тозу немесе ірі жергілікті ақаулар болса, ауыстырылады.

310. Жартылай муфталар, дөңгелектер мен мойынтіректер біліктерден тартқыш құрылғылармен алынады. Баспақты шеңберді жеңілдету үшін жартылай муфталар 250 – 300

С дейін газды оттықтармен, ал мойынтіректер – ыстық маймен қыздырылады. Редуктордың жетектегі тісті дөңгелегі білікке тартқыш құрылғылармен және домкратпен 0,05 – 0,08 мм тартумен баспақталады.

311. Әр білікке арналған мойынтіректер шамамен құрсама мен домалау денелері арасындағы біртекті радиал саңылаулармен таңдалады. Мойынтіректердің білігіне 0,05 мм аспайтын тартумен орналастырылады. Бұдан кейін мойынтіректердегі саңылаулар және олардың жұмысы тексеріледі. Жартылау муфталар 0,02 – 0,05 мм тартумен баспақталады.

312. Редукторды жиынтықтау алдында барлық бөлшектер мұқият жуылады. Салқындатқыш иректүтік 0,5 Мега Паскаль (бұдан әрі – МПа) қысыммен суда баспақталады. Одан кейін редуктор қақпағының корпусқа және мойынтіректер қақпағының мойынтіректердің төменгі жартысына жанасу тығыздығы тексеріледі.

6-параграф. Май жүйесін жөндеу

313. Диірменді күрделі жөндеу кезінде тістегершікті майлы сорғы тексеріледі және жөнделеді, май құбырлары және кіші бөшкелері тазартылады, арматура қаралады және тексеріледі.

314. Жарамдылығы диірменнің торабына үздіксіз келуін, оның жұмысының сенімділігін қамтамасыз ететін майлы сорғыны жөндеу бойынша жұмыстар аса жауапты болып табылады. Майлы сорғының жарамды жұмысы үшін тісті дөңгелектерінің тәждері мен сорғы корпусының тәжді қақпағы арасындағы саңылаулардың, сондай-ақ тістің ұшы мен корпусы арсындағы қалыпты көлемдері ұсталады.

315. Тісті дөңгелектерінің тәждері мен сорғының тәжді қақпағы арасындағы саңылаулар аз, бірақ тісті дөңгелектері қақпақтарының сырылуына алып келмейді. Бұл саңылау корпус пен қақпақ арасындағы төсеме 0,05 – 0,12 мм тең алынатын қалыңдығымен анықталады. Төсеме жазба немесе сызба қағаздан дайындалады және шеллакта орнатылады. Сорғы тісінің ұшы мен корпусы арасындағы саңылау 0,15 – 0,25 мм, оның көлемі қақпағын алу кезінде тексеріледі. Сорғының қалыпты жұмысы үшін тісті дөңгелектер жоғары дәлдікпен дайындалады. Үйкелудегі бүйірлік саңылау 0,05 мм аспайды.

316. Төлкелер 0,1 мм аса өңдеумен және әлсіз төсеммен ауыстырылады. Жаңа төлкелер қатты төсем бойынша баспақталады. Сорғыны жинау кезінде ауаны шығару үшін тесік және корпустағы, қақпақтағы және төлкелердегі майлау арналары тазартылады.

317. Май жүйесін жинау кезінде ернемектерді тығыздау үшін қалыңдығы 0,5 мм, балқыған май, шеллак немесе бакелитті лак жағылған тығыз қағаз немесе картон қолданылады. Техникалық олифте, белилада немесе сурикте төсемелер төселмейді. Жиналған май құбырларының тығыздығы 0,3 Мпа кем емес қысымдағы сығылған ауамен тексеріледі.

318. Май жүйесі мен редукторға балшық пен құм түсуге қарсы барлық сақтық шараларын қолдана отырып, құйғы арқылы таза мыс тордан таза сүзгіден өткен май құйылады. Әр мойынтірек алдында материалдан жасалған немесе мыс сүзгілер орнатылады, майды сынамалы шаю кезінде әр 30 – 40 минутта тазартылып отырады. Майды шаю сүзгілердің ластануы толығымен тоқтатылмайынша жалғаса береді.

319. Диірменннің мойынтіректері мен редукторларынан май ағу іргетастардың және диірмен үй-жайлардың бұзылуына әкеп соғады. Егер май ағуды жою жөнінде шаралар қабылданбаса, диірмендер іргетас учаскелеріне қайта құю үшін және іргетас плиталарын жөндеу үшін ұзақ мерзімге тоқтатылады.

320. Мойынтіректер мен редукторлардан май ағуды болдырмау үшін олар нығыздалады, май құбырларында май қысымы белгіленген норма шектерінде болады, ал редуктордың май ваннасындағы май деңгейі май көрсеткіш шынының төрттен үш биіктігінен аспайды.

7-параграф. Жөндеуден кейінгі диірменді сынамалау

321. Диірменді жөндеуді аяқтай отырып, оның барлық құрастыру бірліктерін жинай отырып, қорытынды операциялар орындалады:

1) қуыс таяныштар және келтеқұбыр сақинасы арасындағы радиал саңылау салыстырылады;

2) тығыздама келтеқұбырды нығыздау жиналады;

3) жетектің жартылай муфтасы бойынша редукторды, ал кейін – редуктордың жартылай муфтасы бойынша электрқозғалтқышты орталықтандыру жүргізіледі.

322. Май құбырларын жинай отырып, негізгі мойынтіректер корпусқа, май салқындатқыш пен сорғыға біріктіріледі, одан кейін май көрсеткіштердің тазалығы және жарамдылығы тексеріледі. Бұдан әрі салқындатылған судың құбырларына қосылады, барлық такела қондырғылары және жөндеу керек-жарақтары алып тасталады, тәжді және жүргізілген тістегершіктер үйкелгенде бөтен заттардың болмауына көз жеткізіледі.

323. Диірменді қосар алдында тәжді және жетекті тістегершіктің қоршауы орантылады және бекітіледі. Сүзгілеуші материал арқылы жетек пен редуктордың мойынтіректеріне, тәжді тістегершіктің жағу құрылғыларының май бактары мен қораптарына май құйылады. Редуктордағы май деңгейі жетектелетін дөңгелектің төменгі нүктесінен 30 мм жоғары.

324. Агрегатты сынамалау алдымен түзілімдері бойынша жүргізіледі:

1) майжүйесі 5 – 10 минут;

2) диірменнің электрқозғалтқышы 1,5 сағат;

3) редуктормен бірге электрқозғалтқыш 2 – 3 сағат;

4) жалпы бос жүрістегі (шарларсыз) агрегат 2 сағат.

325. Агрегат түзілімдерін жіберер алдында айналатын бөлшектердің қоршауы орнатылады және бекітіледі.

326. Егер тораптық бейімдеу кезінде ақаулар байқалмаса (діріл, мойынтіректердің қызуы, сырылдар, үйкелудегі дұрыс емес шуылдар), диірмен тоқтатылады және шарлармен жүктеледі, кейін жүктемемен сынамаланады.

13-тарау. Балғалы диірмендерді жөндеу

327. Үгіту шахталық диірменін жөндеуге тоқтатар алдында оған сыртынан қарап тексеру жүргізіледі және барлық көрінген ақаулар табылады.

328. Бормен ауа өткізгіш учаскелерге, отын жеңіне және сепарациялық шахтаға жанасатын корпустағы, қалталардағы тозаңдану учаскелері белгіленеді. Одан кейін мойынтіректерден және салқындату жүйесінің тығызсыздығынан май ағу белгіленеді, диірмен мен электрқозғалтқыш мойынтіректерінің дірілі өлшенеді. Қазандықты өшіргеннен кейін диірмен корпусының тығыздығы тексеріледі.

329. Диірменді ашу және бөлшектер алдында су немесе үгіту камерасында отынның жану ошақтарын жою үшін қаныққан бу беріледі, одан кейін электрқозғалтқыш желіден ажыратылады және электрлік тізбек алынады. Бұдан кейін диірменнің есіктері ашылады және отын қалдықтарынан, металл кесектерінен және бөтен заттардан тазартылады. Диірмендер мен шахталарды біруақытта жөндеу үшін, олар тақталардан төсеммен алшақтатылады.

330. Диірменнің роторы корпустан егер дискілерді ауыстыру, біліктерді түзету немесе білік мойынын жонумен мойынтіректерді ауыстыру қажет болған жағдайларда алынады. Роторды алар алдында одан ұрғыштар мен ұрғышұстауыштар алынып тасталады.

331. Диірменнің ескі түрлерінен ротор әдетте бұл үшін демонтаждалатын алдыңғы қабырғасы арқылы алынады.

332. Үлкен түрлі өлшемдегі диірмендерден роторлар, алынғыш қақпақтар қарастырылған бүйірлі қабырғалар арқылы алынады.

333. Алу үшін монорельстер, шпалды төсемелер немесе арнайы арбалар қолданылады. Диірменді бөлшектеу кезінде құрастырмалы бірліктерінің техникалық жағдайы тексеріледі және жөндеу жұмыстарының көлемі нақтыланады.

1-параграф. Диірменнің корпусын жөндеу

334. Диірменнің құрышсауытын күрделі жөндеу кезінде, егер ол 50 % асаға тозса ауыстырылады. Жергілікті тозу кезінде тозған учаскелер кесіледі және жаңасы оранатылады. Жекелеген жерлерінде қаптастыру жүргізіледі.

335. Зауыттан шыққан жаңа құрышсауыт корпусқа басымен немесе түйреуіштермен бірге бұрандалармен бекітіледі, ұштары балқытылып бекітіледі. Жаншып қақталған болатты табақтардың орнында жасалған құрышсауыт корпусқа балқытылады.

336. Құрышсауытты плиталар мен корпус арасындағы тік қабырғаларда қалыңдығы 5 мм талшықтас картон төселеді.

337. Диірменнің төменгі бөлігінде құрышсауытты плиталар кеңістігі құрамы 75 – 80 % балғалы қышқақ, 15 – 20 % отқатөзімді саздар және суда араластырылған 5 – 10 % цемент торкреттеледі.

338. Диірмен корпусының тығызсыздығы жамап-жасқап немесе жекелеген жерлерін балқыта отырып жойылады.

339. Корпус құрышсауытты орнатқанға дейін жөнделеді. Құрышсауыт қызметінің мерзімін арттыру үшін арнайы электродтармен қаптастырылады.

2-параграф. Роторды жөндеу

340. Ротордың жекелеген элементтерін жөндеу (жартылай муфта, білік, мойынтіректер) бұдан бұрын келтірілген көрсеткіштерге сәйкес жүргізіледі.

341. Білікке дискілердің әлсіз төсемі кейде біліктің отырғызу жерін әзірлеуге және кілтектердің және ойық кілтектектердің жапырылуына алып келеді. Мұндай жағдайда біліктен дискілер алып тасталады, біліктің тозған жерлері егеледі, ал дискілердегі тесіктер біліктің жаңа диаметріне қаптастырылады және егеледі. Кілтек бунақтары түзетіледі және әр екі дискі үшін жекелеген кілтектер дайындалады.

342. Балғалы диірмендерде ұрғыштар, ұрғышұстауыштар мен құрышсауыттар тез тозады. ұрғыш пен ұрғышұстауыштар тозуға төзімділігін арттырудың ең жоғары таралған әдісі тозуға төзімді электродтармиен қаптастыру болып табылады, бұл ретте жұмыс ұзақтығы 2 – 2,5 ретке артады.

343. Жаңа немесе қаптастырылған ұрғыш пен ұрғышұстауыштар роторға орнатар алдында өлшенеді және топтарға сортталады. Өлшеу және сорттау кезінде ең жеңіл ұрғыш электрлік балқытумен қаптастырылады. Сортталған ұрғыштар осы диірмен үшін қабылданған схема бойынша орналастырылады. Ротордың қарама-қарсы нүктелеріне диаметральды орнатылған әр екі ұрғыш бірдей массаға ие.

344. Құрышсауытты роторға орнатар алдында құрышсауыттың қалқаншасындағы тесік диаметрі тексеріледі. Қажеттігі кезінде құрышсауыттағы саңылау бітеледі. Ұрғышұстауыштарда саңылау диаметрі және олардың орталықтары арасындағы қашықтықтар тексеріледі, өйткені ротордың біркелкілігі ұрғыштар, ұрғышұстауыштар массасына ғана емес, оның қарама қарсы диаметральды орналасқан нүктелеріне, ротор осінен ұрғыштың қашықтығына байланысты болады. Осындай жағдайда таңдалған ұрғыштар мен ұрғышұстауыштар теңгерімсіз ротордың біркелкілігін қамтамасыз етеді.

3-параграф. Біліктің салқындату жүйесін жөндеу

345. Диірменнің ірі біліктері толық дайындалады (орталықтанған салыстырылған каналмен) және су таратқыш бастиек арқылы ағысты сумен, осы Әдістемелік нұсқаудың 16-қосымшасының 1-суретіне сәйкес салқындатылады.

Құбыр арқылы мұздай су 9 біліктің қарама қарсы ұшына 5 түседі және одан кейін ішкі қуыстар бойынша білікті салқындата отырып айналады. Жылжымалы және жылжымайтын бөліктері арасындағы білікке арналған құрылғы 7 бұру құбырына суды шашатын 6 дискіге орнатылады.

346. Біліктің салқындату жүйесін қолдану бастиегімен жөндеу барлық бөлшектермен және олардың біріктіргіштерін тексеруде, біріктіргіш тығыздықтарын қалпына келтіруде және каналдарды ластанудан тазартуда жиынтықталады.

347. Кіші диірмендердің біліктері тегіс орындалады. Осындай біліктерді ыстық ауадан күюден қорғау ағысты сумен жылжымайтын тоңазытқыштар арқылы жүзеге асырылады. Тоңазытқыштар үгетін камера мен мойынтіректер арасындағы орындардағы біліктің екі ұшын қамтиды.

348. Жылжымайтын мұздатқыштар ішінен ағысты сумен жуатын толық төлкелерді білдіреді. Төлкелер бұрандалармен біріктірілген екі жартысынан тұрады. Тоңазытқыштарды жөндеу ағысты бөлігін ластанудан тазартумен, барлық қосылыстардың тығыздығы қалпына келтіруде және төлкелердің қисықтығын және оны біліктен сыдырудан жою қорытындыланылады. Төлкелердің тығыздығы керосинмен немесе қысымы 0,4 – 0,5 Мпа сумен тексеріледі. Табылған тығызсыздықтары дәнекерлеумен жойылады.

4-параграф. Диірмендерді құрастыру және сынамалау

349. Ротор диірмен корпусына оны алатын сол құрылғылармен орнатылады. Корпустың бүйірлік қабырғасы арқылы ротор, кейін орнатылған роторға ілінетін ұрғышұстауыштарсыз және ұрғыштарсыз оталады. Ротор алдыңғы қабырғасы арқылы ұрғышұстауыштармен және ұрғыштармен немесе оларсыз қабылданған жөндеу тәсіліне байланысты оталады.

350. Роторды корпусқа төсемелердің көмегімен оталдыра, біліктің орны нығыздалған корпуста оның көлбеулігіне және радиал саңылаулардың біркелкілігіне қол жеткізе отырып реттеледі. Бұл ретте жаңа төсемелерде орнатылады және корпустың бүйірлі қабырғаларында кесудің ажырамалы элементтері бұрандалармен бекітіледі, ал сондай-ақ білікті – майұстағышты төлкелерді немесе ауа қораптарын нығыздау. Корпустың алдыңғы қабырғасы, егер ол демонтаждалса орнатылады.

351. Біліктің көлденең орнынан ауытқуына ұзындықтың 1 метріне

0,3 мм рұқсат беру. Білікті түзете отырып, корпусқа қатысты ротордың жағдайы бақыланады. Ұрғыштар және сауыттар арасындағы радиал саңылаулар 30 мм, тәжді қабырғалардың ұрғыштар және сауыттар арасындағы остік саңылаулар) диірменнің түріне байланысты тіреуіш мойынтіректің тарапынан 15 – 23 мм, ал тіреу мойынтірегінің тарапынан 21 – 40 мм. Тегіс біліктермен диірмендерде мұздатқыштар орнатылады және білікке қатысы бойынша олардың центрлігі тексеріледі.

352. Диірменді күрделі жөндеуден кейін сынамалау жүргізіледі, алдымен ұрғышсыз, ал одан кейін ұрғыш ілінеді және екінші рет сынамалау орындалады. Диірменді сынамалаудың жалғастығы ұрғышпен 2 – 3 сағат, ал мойынтіректерді ауыстырғаннан кейін 8 сағат.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-сурет. Тозаң дайындау схемасы

1 –шикі көмір шанабы; 2 – шикі көмірдің ағуы; 3 – шикі көмірді қоректендіргіш; 4 – барабан диірмен; 5 – қазандық; 6 – ауақыздырғыш; 7 – ыстық ауа қорабы; 8 – тозаңөткізгіш; 9 – сепаратор; 10 – қайтару ағыны; 11 – циклон; 12 – жыпылықтағыш; 13 – аудармалы шибер; 14 – иірлік; 15– тозаң шанабы; 16 – тозаңды қоректендіргіш; 17 – диірмен желдеткіш; 18 – кері циркуляциялау құбыржолы; 19 – бастапқы ауа қорабы; 20 – оттықтарға тозаңөткізгіш.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-сурет. Автоматты пневмоқиратқыш

1 – сығылған ауа магистралынан құбыржол; 2 – клапандары бар коллектор; 3 – жұдырықша білік; 4 – электрқозғалтқыш; 5 – редуктор; 6 – шанап.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1-сурет. Кран-арба

1 – жебе; 2 – қарсы салмақ.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

1-сурет. Шикі көмірдің дискілі қоректендіргіші

1 – корпус; 2 – рама; 3 – редуктор; 4 – диск; 5 – пышақ; 6 – телескопиялық түтік.

1-кесте

Дискілі қоректендіргіштердің сипаттамасы

Негізгі көрсеткіштер	Қоректендіргіштің типі
	600/5	600/10	850/20	850/30
Өнімділігі, т/с	5	10	20	30
Қозғалтқыштың қуаты, кВт	2	2	2	2
Дискінің айналу жылдамдығы, айн/мин	7,3	14,5	14,5	14,5
Қозғалтқыштың айналу жылдамдығы, айн/мин	960	960	960	960
Жалпы биіктігі, мм	905	905	1080	1080
Ең жоғары ұзындығы, мм	1150	1150	1350	1350
Қоректендіргіштің салмағы, килограмм (бұдан әрі – кг)	701	770	900	970

2-сурет. Қоректендіргіш тәрелкесінің алынғышы

1 – алынғыш; 2 – қоректендіргіштің тәрелкесі; 3 – білік.

3-сурет. Дискілі қоректендіргіштің шиыршық сауыты

1 – сауыт; 2 – корпустың қабырғасы; 3 – тәрелке.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 5-қосымша

1-кесте.

Таспалы қоректендіргіштердің сипаттамасы

Өнімділігі, м3/с	Таспаның ені, мм	Барабандардың ортасы аралығындағы қашықтық, мм	Таспаның жылдамдығы, м/с	Отын қабатының биіктігі, мм	Габаритті мөлшерлер, мм
					Ұзындығы	Жетекпен ені	Биіктігі
34,5	400	865	0,32	100	1404	1715	530
46	500	1500	0,32	100	2034	1825	530
108	800	2000	0,54	80	2670	2500	604
270				200

2-кесте.

Өнімділігі, м 3/с	Редуктордың типі	Электрқозғалтқыш			Қоректендіргіштің салмағы, кг
		Типі	Қуаты, кВт	Айналу жылдамдығы, айн/мин
34,5	РМ250-1-1ц РМ250-1-2ц	АО42-6	1,7	1000	391
46	РМ250-1-1ц РМ250-1-2ц	АО42-6	1,7	1000	471
108	РМ350-1-1ц	АО51-6	2,8	1000	1232
270	РМ350-1-2ц

1-сурет. Таспа қоректендіргіштің реконструкцияланған жетек

1 – электрқозғалтқыш; 2 – бұрамдықты редуктор; 3 – тістегеуріндегі қосымша жұп 1:2; 4 – жетекші барабан; 5 – таспа.

2-сурет. Көмірдің таспа қоректендіргішіндегі сақтандырғыш клапан

1 – ағын; 2 – реттеуші есік; 3 – автоматқа жетек; 4 – жүгі бар клапан.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 6-қосымша

1-кесте.

Қырғыш қоректендіргіштердің сипаттамасы

Өнімділігі, т/с	Қоректендіргіштің типі	Ені (тиеу құйғышы), мм	Ұзындығы (шкивтер өстері арасында), мм	Электрқозғалтқыштың қуаты, кВт
0,55-18,5	СПУ-500	500	1680, 2520, 4060	3,4
3,2-34,0	СПУ-700	700	1680, 2520, 4060, 5040	3,4
"	СПУ-700	700	7000, 9800	3,4
15,0-45,0	СПУ-900	900	6600, 8600, 10800, 11600, 12000, 12600, 13200, 23200	12,0
8,7-62,5	СПУ-1100	1100	8600	-
8,7-62,5	СПУ2-1100	1100	8600	-
1,1-14,5	СПТ-700	700	2520	3,4
2,4-32,0	СПТ-1000	1000	8120	3,4

1-сурет. Зауыттық конструкция қырғышы

1 – 80х16 мм жолағышының қырғышы; 2 – шынжыр пластинасы.

2-сурет. Реконструкцияланған қырғыш

1 – 80х12 мм жолағы; 2 – қатаңдық қабырғасы.

2-кесте.

Тілімше қоректендіргіштерінің сипаттамасы

Өнімділігі, т/с	Қоректендіргіштің ені, мм	Қоректендіргіштің ұзындығы, мм	Редуктордың типі	Электрқозғалтқыш	Беру (жетек)
16-50	500	10 дейін	-400-1 (тегершікті)	АО типі ауыспалы токтың, қуаты 1,7-ден 7 кВт-қа дейін	Тегершікті
25-110	500	10 дейін	-500-1	Бұл да	Бұл да
50-200	500	10 дейін	-400 немесе 500	"	"

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 7-қосымша

1-сурет. Тозаң қоректендіргіштер бір қатарда орналасқан кезде тозаң шанабы а – симметриялы емес шанап; б – симметриялы шанап.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 8-қосымша

1-сурет. Тозаңның қалақты қоректендіргіші

1-кесте

Қалақты қоректендіргіштердің сипаттамасы

Негізгі көрсеткіштері	Қалақты қоректендіргіштердің сипаттамасы
Өнімділігі, т/ч	2,5 - 5	2,5 - 5
Габаритті мөлшерлері, мм:
ұзындығы	1 136	1 136
ені	970	970
биіктігі	835	770
Электрқозғалтқыш:
типі	ПНЗ-85	ПНЗ-85
қуаты, кВт	0,9	0,9
айналу жылдамдығы, айн/мин	1 350 - 450	1 350 - 450
кернеу, В	220	220
Қосуды реттейтін реостат	РП-2423-Ф	РП-2423-Ф
Электр қозғалтқыш бар салмақ, кг	739	715

2-сурет. Тозаң қоректендіргіштерін жөндеуге арналған көтергіш үстел бар арба

1 – рама; 2 – көтергіш үстел; 3 – сомын; 4 – тұтқалары бар бос бұранда; 5 – сол жақ оюлы бұранда; 6 – тірек домкраты; 7 – тірек бұрандасы.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 9-қосымша

1-сурет. Реконструкцияланған тозаң қоректендіргіші

1 – тозаң камерасы; 2 – редуктордың камерасы; 3 – ендірме.

2-сурет. ОН 390-58 бойынша иірлікті қоректендіргіш

1 – құйғыш; 2 – шибер; 3 – корпус; 4 – үшайыр; 5 – иірлік; 6 – электрқозғалтқыш.

1-кесте.

Иірлікті қоректендіргіштердің сипаттамасы

Негізгі көрсеткіштер	Муфельді оттықтар үшін		Негізгі оттықтар үшін
Өнімділігі, т/с	0,5 - 1,5	0,75 - 2,25	2 - 6	3 - 9
Иірліктің диаметрі, мм	148,5	148,5	148,5	148,5
Иірліктің айналу жылдамдығы, айн/мин	25 - 74	40 - 120	99 - 297	158 - 478
Жетек шкивінің диаметрі, мм	500	310	500	310
А типті сыналы белдіктер, дана.:
ұзындығы 2 800 мм	2	2	-	-
ұзындығы 2 000 мм	2	-	2	-
ұзындығы 1 600 мм	-	2	1	2
Тұрақты ток электрқозғалтқышы:
типі	ПН-85	ПН-85	ПН-85	ПН-85
қуаты, кВт	0,9	0,9	0,9	0,9
Электрқозғалтқыштың минутына айналым санын реттеу шектері	450 - 1 350	450 - 1 350	450 - 1 350	450 - 1 350
Кернеу, В	110 - 220	110 - 220	110 - 220	110 - 220
Электрқозғалтқыштың қосуды реттейтін аппаратурасы	РП-2511 типті қосқыш реостат		РВ-5223 типті қозу реостаты
Электрқозғалтқышсыз салмақ, кг	487	470	437	420

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 10-қосымша

1-сурет. ЦККБ типті тозаң сепараторы

2-сурет. ТКЗ-ВТИ типті сепаратор

1-кесте

ЦККБ типті тозаң сепараторларының сипаттамасы

Типтік өлшем		ЦККБ-2500	ЦККБ-2850	ЦККБ-3420	ЦККБ-4000
Көлемі, м3		5,5	8,4	14,3	22,0
Мөлшері, мм	Д	2 500	2 850	3 420	4 000
	Д1	1 950	2 250	2 700	3 150
	Д2	1 100	1 275	1 530	1 818
	d	650	750	900	1 050
	H	4 180	4 650	5 350	6 350
	H1	1 730	1 940	2 200	2 755
	H2	1 500	1 725	2 070	2 415
	H3	335	375	486	525
Салмағы, кг	Жарылыс қауіпті	2 632	3 349	6 540	8 680
	Жарылыс қауіпі жоқ	2 486	3 253	4 976	-

2-кесте

Тозаң сепараторларының сипаттамасы

Атаулары		Диірменнің типі
		ШБМ-287/470	ШБМ-340/600	ШК-380-550	ШБМ-400/800
1		2	3	4	5
Диаметрі D, мм		3 300	3 600	4 250	4 750
Биіктігі H, мм		5 490	5 955	6 965	7 745
Көлемі, V, м3		14,0	21,2	33,0	47,6
Тозаңөткізгіштің диаметрі d, мм	АШ (I)	850	1 000	1 250	1 500
	Тас көмір (II)	1 000	1 250	1 500	1 850
	Қоңыр көмір (III)	1 250	1 500	1 850	2 100
Ауа шығысы Vмв, м3/сағ	I	35 000	53 000	82 500	115 000
	II	48000 - 53000	73000 - 81000	114 000 - 126 000	159 000 - 176000
	III	65 000	96 500	134 000	214 000
Тозаңөткізгіштегі ауаның жылдамдығы W = W, м/сек	I	17,2	18,7	18,1	18,1
	II	17 - 19	16,3 - 18	17,8 - 19,7	16,5 - 18,2
	III	14,7	15,2	16,0	17,2
Салмағы, кг	I. Жарылыс қауіпті	7 176	8 501	11 533	14 245
	Жарылыс қауіпі жоқ	7 040	8 328	11 309	13 925
	II. Жарылыс қауіпті	7 315	8 763	14 813	14 547
	Жарылыс қауіпі жоқ	7 179	8 590	11 583	14 227
	III. Жарылыс қауіпті	7 548	8 993	12 109	14 787
	Жарылыс қауіпі жоқ	7 412	8 820	11 879	14 467

3-сурет. Конусының сауыты құйылған сепаратор

1 – бұранды сауыт-тақта; 2 – бұрандасыз сауыт-тақта; 3 – ернемек.

4-сурет. Шыбықшаларды балқытып бекіту арқылы құрышталған сепаратор

5-сурет. Соққылайтын сақинасы бар сепаратор

6-сурет. ВТИ схемасы бойынша реконструкцияланған ЦККБ типті тозаң сепараторы

1 – соққылайтын тақта; 2, 3 – цилиндрлі кірістірме; 4, 5 – нығыздаушы сақиналар; 6 – кіру келтеқұбырының жалғамасы.

D	D1	D2	d	d1	H	H1
2 850	850	1 600	700	850	1 500	1 400
3 420	1 200	2 000	800	950	1 800	1 700

7-сурет. ВТИ схемасы бойынша ЦККБ типті сепаратор

1 – қайтарымды шығаруға арналған жыпылықтағыштары бар тесіктер;

2 – соққылайтын тақта;

3 – соққылайтын конус.

8-сурет. Кеңейтілген кіруі мен шығуы бар ЦККБ типті сепаратор

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 11-қосымша

1-сурет. ЦККБ типті циклон

1 – кіру келтеқұбыры; 2 – шығу келтеқұбыры; 3 – жарылғыш клапандар.

2-сурет. НИИОГАЗ типті циклон

1 – кіру келтеқұбыры; 2 – шығу келтеқұбыры; 3 – бағыттаушы қалақтар;

4 – жарылғыш клапандар.

1-кесте

ЦККБ типті тозаң циклондарының сипаттамасы

Диаметрі D, мм		2 400	2 750	3 150	3 600	4 000
Биіктігі H, мм		6 745	7 710	8 750	10 338	11 437
Көлемі, м3		17,76	27,8	35,0	57,9	77,4
Ауа шығысы , тыс. м3/ч		24 - 30	30 - 39	39 - 52	52 - 65	65 - 80
Салмағы, кг	Жарылыс қауіпті	2 849	3 730	4 829	-	-
	Жарылыс қауіпі жоқ	2 581	3 417	-	-	-

2-кесте

НИИОГАЗ типті тозаң циклондарының сипаттамасы

Диаметрі D, мм		750	900	1050	1050	1450	1600	1850	2150	2350	2650	3000
Биіктігі H, мм		4680	5426	6172	7172	8321	9139	10540	12223	13395	15028	16937
Көлемі, м3		1,16	1,97	3,09	5,17	8,05	10,8	16,91	26,31	33,08	50,0	70,9
Ауа шығысы Vцкл, тыс. м3/ч		5,0	7,5	10,0	15,0	20,0	25,0	30-35	40-45	50	60-70	80-90
Салмағы, кг	Взрыво-опасный	428	648	938	1245	1701	2056	2709	3616	4252	6025	7591
	Взрыво-безопас-ный	454	604	894	1189	1633	1973	2576	3435	4072	3708	7333

3-сурет. Сепараторлар мен циклондарды монтаждауға арналған қауға

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 12-қосымша

1-сурет. Конусная мигалка на течке возврата

1 – қайтарым ағымы; 2 – конус; 3 – иінағаш; 4 – призма; 5 – қарсы салмақ;

6 – жүрісті шектеуші (үш шыбықша).

1-кесте

Конус жыпылықтағыштардың сипаттамасы

Нормалдардың белгіленуі	Dу, мм	Өнімділігі, т/сағ		Тозаңөткізгіш қабырғасының диаметрі және қалыңдығы	Кіру және шығу тозаңөткізгіштері осьтерінің ығысуы, мм	Габариттік мөлшері, мм			Салмағы, кг
		ең аз	ең көп			биіктігі	ұзындығы	ені
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
МВН 1010-07	70	-	-	76х3,5	105	490	390	310	16,4
МВН 1010-08	100	2,0	2,7	108х4	115	515	450	310	19,9
МВН 1010-09	150	4,4	6,2	159х5	145	555	550	350	28,3
МВН 1010-10	200	8,4	12,0	219х6	167	555	680	435	46,2
МВН 1010-11	250	13,0	18,0	273х7	195	730	790	490	61,9
МВН 1010-12	300	19,0	26,0	325х8	203	855	890	585	110,0
МВН 1010-13	350	25,0	35,0	377х10	226	980	1050	700	153
МВН 1010-14	400	33,0	46,0	426х9	246	1 065	1140	750	181
МВН 1010-15	450	42,0	58,0	478х9	286	1 155	1260	790	209
МВН 1010-16	500	51,0	72,0	529х9	336	1 390	1530	960	276

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 13-қосымша

1-кесте

Сортамент труб для изготовления пылегазопроводов

Шартты өту Dу, мм	Трубы из листовой стали индивидуального изготовления			Трубы
	Қабырғаның сыртқы диаметрі және қалыңдығы Dн х S, мм	Салмағы 1 қума метр, кг	Материал	Қабырғаның сыртқы диаметрі және қалыңдығы Dн х S, кг		Салмағы 1 қума метр, кг	Материал
1	2	3	4	5		6	7
Оттықтарға қарай тозаңөткізгіштер
100				114 х 8		20,91	Ст.2 типті болат немесе 10 болаты
150				168 х 8		31,57
200				219 х 8		41,63
225				245 х 9		52,38	Ст.2 типті болат немесе 10 болаты
250				273 х 9		58,60
275				299 х 10		71,27
300				325 х 10		77,68
325				351 х 10		84,10
350				377 х 10		90,51
400				426 х 11		112,58
450	478х8	92,72	Жайма болат, Ст. 0	-		-
Тозаң-газөткізгіштер
500	529х5	64,58			529 х 7	90,11	Ст. 2 типті жайма болат
600	630х5	77,06			630 х 7	107,5
700	720х5	88,12
800	820х5	100,4
900	920х5	112,8
1 000	1020х5	125,1	Ст. 0 жайма болаты
1 100	1120х5	137,4
1 200	1220х5	149,7
1 300	1320х5	162,8
1 400	1420х5	174,4
Ауа құбыры
200	219х3	14,95
225	245х3	17,68
250	273х3	19,97
275	299х3	20,89
300	325х3	23,82
325	351х3	25,74	МСт. 0 жайма болаты
350	377х3	27,67
400	426х3	31,28
450	478х3	36,12
500	529х3	38,89
600	630х3	46,36
700	720х3	53,02
800	820х3	60,42
900	920х3	67,81
1 000	1020х3	75,2
1 100	1120х3	82,6
1 200	1220х3	89,9
1 300	1320х3	97,4
1 400	1420х3	104,8
Әртүрлі мақсаттағы
400	426х5	51,8	МСт. 0 жайма болаты		426 х 7	72,23	Ст. 2 типті болат
450	478х5	58,3

1-сурет. Оттықтарға қарай тозаңөткізгіштердің бетон сауыты

1 – тозаңөткізгіш; 2 – қаптама; 3 – бетон.

2-сурет. Табақтарды балқытып бекітуге дайындау

а) – қаусырып; б) – жапсара.

3-сурет. Қораптардың қабырғаларын жалғау

а) – қалыңдығы 2 мм табақтардан; б) – дәл сол қалыңдығы 3 мм;

в) – дәл сол қалыңдығы 5 мм және одан да көп.

4-сурет. Қораптардың қабырғаларын қиюластыратын жұқа тақтайшалармен жалғау

5-сурет. Подготовка к сварке продольных швов коробов круглого сечения

а) - қаусырып; б) - жапсара.

6-сурет. Дөңгелек қималы қораптардың көлденең жіктерін астар сақинада балқытып бекітуге дайындау

2-кесте.

Ернемекті қосылыстардың нығыздалу қалыңдығы

Материал	Төсемнің қалыңдығы немесе диаметрі, мм	Ернемектер арасындағы саңылау, мм	Орнатылған жері
1	2	3	4
Табақ асбест	4	3	Тозаңөткізгіштер
Табақ асбест	4	3	Жақтарының мөлшері 1500 мм-ге дейінгі газ-ауа құбырларының қораптары
Асбест бау	8	5	Жақтарының мөлшері 2500 мм-ге дейінгі газ-ауа құбырларының қораптары
Асбест бау	10	5	Жақтарының мөлшері 2500 мм-нен жоғары газ-ауа құбырларының қораптары
Техникалық картон	-	3	Суық ауа қораптары

7-сурет. Асбест төсемнің екі сегментінің сына арқылы түйісуі

8-сурет. Асбест бауды ернемекті қосылыста төсеу

3-кесте

Линзалы өтемдеуіштің сипаттамасы

Өтемдеуіштердің типі	Бір бинзаның өтемдік қабілеті (), мм
	температурасы бар орта үшін алдын ала кермей, C		температурасы бар орта үшін шамасына алдын ала кере отырып, C
	300-ге дейін	300-400	300-ге дейін	300-400
Линзалы тікбұрышты, қималары шаршы метр:
0,5-тен төмен	4	3	8	6
0,5 - 0,8	8	6	16	12
0,8 - 1,2	9	7	18	14
1,2-ден жоғары	10	7,5	20	15
Линзалы дөңгелек, диаметрі мм:
200 - 325	4	3	8	6
350 - 400	5	4	10	8
450 - 700	8	6	16	12
800 - 900	9	7	18	14
1 000 - 1 400	10	7,5	20	15

Ескертулер. 1. Екі линзалы өтемдеуіштер үшін өтемдік қабілеттің () келтірілген мәндері екі еселеп қабылдансын.

2. қалыңдығы 1,5 мм жайма болаттан линзаларды жасау кезінде өтемдік қабілеттің мәні 30 %-ға ұлғаяды.

4-кесте.

Тозаң-газ-ауа құбырлары учаскелері дайындамаларының рұқсаттары

Атауы	Рұқсаттар,мм
Құбырдың, келтеқұбырдың, штуцердің ұзындығы және өтемдеуіштердің биіктігі	3 (1 м-ге)
Иіннің немесе бұрудың осьтік сызығының сызбадан ауытқуы	5 (иіннің немесе бұрудың тік учаскесінің ұзындығынан 1 м-ге)
Бұрандамалар үшін ернемектердегі тесіктердің орналасуындағы ауытқу	0,8
Біріктірілетін ернемектер бетінің параллельсіздігі: диаметрі 200 - 500 мм диаметрі 500 мм-нен жоғары тозаңөткізгіштер үшін жақтарының мөлшері 1 500 х 1 500 мм 1 500 х 1 500 - 2 500 х 2 500 мм 2 500 х 2 500 мм-нен жоғары газ-ауа құбырлары үшін	2 3 3 5 7
Бүгілу қауғасы, тікбұрышты қималы бұйымның диагональдерінің айырмасы, тікбұрышты қима жақтарының ұзындығы	0,002 жиналған блоктың ұзындығынан, сызба бойынша диагональдердің мөлшерінен және жақтардың мөлшерінен
Дөңгелек қималы бұйыдардың диаметрі және эллипстілігі	0,003 диаметрден

9-сурет. Өтемдеуіштердің кергісі

а) – үлкен қималы; б) – шағын қималы;

1 – ағаш немесе металл кесегі; 2 – крестовина.

10-сурет. Оқшаулағышты бекіту үшін қадаларды балқытып бекіту

11-сурет. Сыналармен орталықтандырылған газ-ауа құбырлары

12-сурет. Тығыз жапқыш

1 – бастапқы ауа коллекторы; 2 – құбыр; 3 – ернемек; 4 – асбест нығыздағыштар; 5 – клапан; 6 – иінтірек; 7 – білік; 8 – жетектің иінтірегі;

9 – жетектің қаптамасы.

13-сурет. Бастапқы ауа қорабындағы аспалы клапан

1 – бастапқы ауа қорабы; 2, 3 – диірмен желдеткіштері;

4 – аспалы клапан.

14-сурет. "Гипрогазбен тазалау" люгі

1 – қабырға; 2 –люктің корпусы; 3 – қақпақ; 4 – иінтірек; 5 – аспалы бастырық;

6 – жылу оқшаулағыш.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 14-қосымша

1-кесте

Иірліктердің сипаттамасы

Көрсеткіштері	Бұранданың диаметрі, мм
	200	300	400	500
Минутына бұранда айналымдарының саны	37,5	23,6	23,6	23,6
	60	37,5	37,5	37,5
	95	60	60	60
	-	95	95	95
Толтыру коэффициенті	0,125 - 0,4	0,125 - 0,4	0,125 - 0,4	0,125 - 0,4
Айналымдарының саны мен толтыру коэффициенті қарай өнімділігі, м3/сағ	1,4 - 11	3 - 39	7 - 90	14 - 180
Ұзындығы, м	3,5 - 50	3,5 - 50	3,5 - 50	3,5 - 50
Салмағы, кг/қума м	58	111	145	196
Жетектің салмағы, кг	360 - 382	360 - 532	517 - 854	824 - 1604
Электр қозғалтқышының қуаты, кВт	2,8 - 4,5	2,8 - 10	7 - 20	14 - 40
Минутына электр қозғалтқышы айналымдарының саны	1420-1440	1420-1460	1440-1460	1460-1470

1-сурет. Жартылай жалғастырғыштарды алуға арналған қапсырма

2-сурет. Біліктерді тексеруге арналған құрылғы

1 – иірліктің білігі; 2 – құрылғының жақтауы; 3 – тіреу; 4 – қозғалмалы тіреу; 5 – бұранда.

3-сурет. Біліктерді тексеруге арналған құрылғы

1 – иірліктің білігі; 2 – құрылғының жақтауы; 3 – тіреу, 4 – қозғалмалы тіреу; 5 – шарлы мойынтірек.

4-сурет. Ернемектерді тексеруге арналған қалып

1 – иірліктің шетмойыны; 2 – иірлік білігінің ернемегі; 3 – қалып.

5-сурет. Иірліктің науасын тексеруге арналған қалып

1 – қалып; 2 – иірліктің ернемегі.

6-сурет. Бір ернемекті шетмойындар

1 – біліктің ернемегі; 2 – жалғаушы шетмойынның ернемегі; 3 – қалып; 4 – бақылау тістері.

7-сурет. Иірліктің бұрандасын көтеруге арналған құрылғы

1 – жақтау; 2 – сомыны бар бұрандама; 3 – бұранда; 4 – тұтқасы бар сомын; 5 – ілгек.

2-кесте

Шарлы мойынтіректерді отырғызу кезіндегі рұқсаттар

Біліктің номиналды диаметрі, мм	Бөлшектерді өңдеуге рұқсаттар		Мойынтіректі білікке отырғызуға рұқсаттар, мм
	Мойынтірек тесігі ішкі диаметрінің ауытқуы, мм	Білік диаметрінің номиналды диаметрлерден ауытқуы, мм
30 - 50	0,0 до 0,01	+0,02 до 0,003	Тартылыс 0,03-тен 0,003-ге дейін
50 - 80	0,0 до 0,015	+0,023 до 0,003	Тартылыс от 0,038-ден 0,003-ге дейін

3-кесте

Мойынтіректерді отырғызу кезіндегі рұқсаттар

Біліктің номиналды диаметрі, мм	Мойынтіректің сыртқы диаметрінің ауытқуы, мм	Корпус тесіктерінің номиналды мөлшерден ауытқуы, мм	Мойынтіректі корпусқа отырғызуға рұқсаттар, мм
50 - 80	От 0,0 до -0,013	От -0,01 до +0,02	Тартылыс 0,01
			Саңылау 0,03
80 - 120	От 0,0 до -0,015	От -0,012 до +0,023	Тартылыс 0,012
			Саңылау 0,038

4-кесте

Тегершіктерді отырғызуға рұқсаттар

Біліктің номиналды диаметрі, мм	Тегершік тесігінің ауытқуы, мм	Білік диаметрінің номиналды мөлшерден ауытқуы, мм	Отырғызуға рұқсат, мм
80 - 120	+0,035 - 0,0	+0,035 - +0,012	Саңылау 0,023
			Тартылыс 0,035

8-сурет. Иірліктің орамдарын жасауға арналған құрылғы

1 – бұрандалы сызық бойынша кесіп қысқартылған құбыр; 2 – құбыр; 3 – тақта; 4 – кертіктер; 5 – жолақ; 6 – қаптама.

9-сурет. Иірліктің балқытып бекіту шетмойыны

10-сурет. Аралық мойынтіректің торабы

1 – шетмойынның осі; 2 – мойынтіректің осі.

5-кесте

Жартылай жалғастырғыштарды біліктерге отырғызуға рұқсаттар

Біліктің номиналды диаметрі, мм	Жартылай жалғастырғыштарды біліктерге отырғызуға рұқсат, мм
	Тығыз отырғызу	Шиеленіскен отырғызу
50 - 80	Саңылау 0,02	Саңылау 0,027
	Тартылыс 0,03	Тартылыс 0,02
80 - 120	Саңылау 0,025	Саңылау 0,032
	Тартылыс 0,035	Тартылыс 0,026

11-сурет. Иірліктің аралық мойынтірегінің торабы

1 – мойынтіректің корпусы; 2 – қақпақ; 3, 4 – ағаш астарлар, 5 – шетмойын; 6 – шиыршығы бар білік; 7 – жұқа киізден жасалған төсем.

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 15-қосымша

1-сурет. Қалақты аспапты біліктен алуға арналған құрылғы

2-сурет. Қалақты аспапты білікке отырғызуға арналған құрылғы

1 – сомын; 2 – бұранда; 3 – стақан; 4 – сомын.

3-сурет. Стенд для одновременной сборки двух крыльчаток

1 – қалақты аспаптар; 2 – стенд; 3 – диск; 4 – жұқа тақтайша; 5 – қалақ.

1-кесте

Диірмен желдеткіштерінің негізгі деректері

Көрсеткіштері	Диірмен желдеткішінің типтік өлшемі
	ВМ50/1000-1Б	ВМ75/1200-1Б	ВМ100/1200
Жұмыс доңғалағының диаметрі, мм	1 600	1 730	1 735
Жүрістік бөліктің салмағы, кг	756	800	800
Күпшегі бар жұмыс доңғалағының салмағы, кг	546	663	663
Біліктің салмағы, кг	108	151	151
Электр қозғалтқышының салмағы, т	2	3	4

Электр станцияларының тозаң дайындау жабдықтарын жөндеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 16-қосымша

1-сурет. Су таратушы бастиек

1 – тығын, 2 – майұстағышты тығыздағыш, 3 – корпустың қақпағы, 4 – бастиектің корпусы, 5 – қуыс білік, 6 – диск, 7, 8, 9 – су бұрушы,салқындатушы және су жеткізуші түтіктер.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 16-қосымша

Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулықтар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген, ғимараттар мен құрылыстарды, қазандықтарды, бу құбырларын, түтін құбырлары мен жылу желілерін жылуға ден қойып зерттеп-қарау шарттары мен тәртібін қарастырады.

2. Осы Әдістемелік нұсқаулықтарда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) жылуға ден қойғыш – зерттелетін жердегі температураның таралуын бақылау құрылғысы.

Ескертпе: Температураның таралуы дисплейде түрлі-түсті сурет ретінде көрсетіледі, мұнда әртүрлі түс әртүрлі температураға сәйкес келіп отырады. Жылу бейнелерін зерделеу термография деп аталады;

2) инфрақызыл термография (жылу бейнесі немесе жылу видеосы) – бұл температура өрісінің таралуын көрсететін инфрақызыл сәулелі термограммалар, бейнелер алудың ғылыми тәсілі;

3) пирометр – дене температурасын жанаспай өлшеуге арналған аспап.

Ескертпе: Оның жұмыс істеу қағидаты, басым түрде инфрақызыл сәуле және көрінетін жарық диапазондарында өлшеу объектісінің жылу шығару қуатын өлшеуге негізделген;

4) өлшеу құралы – өлшеуге арналған, нормаланған метрологиялық сипаты бар, физикалық шама бірлігін шығарытын және (немесе) сақтайтын, белгілі бір уақыт аралығында мөлшері өзгеріссіз қалатын (белгіленген қателер шегінде) техникалық құрал.

Осы Әдістемелік нұсқаулықтарда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Ғимараттар мен құрылыстарды инфрақызыл диагностикалау

3. Отынды үнемдеудің негізгі жолдарының бірі - шетелдік дерек көздер бойынша жалпы шығындардың 30 пайызына дейін жететін, құрылыс ғимараттарының қоршау конструкциялары арқылы жылу шығындарын азайту және жылыту болып табылады.

4. Ғимараттар мен құрылыстарды жылуды қорғау сапасын жылуға ден қоя отырып бақылау – жеделдігі, әдістің көзге көрінетіні және нәтижелердің дәйектілігінің арқасында, құрылыс аяқталғаннан кейін және пайдалану кезеңінде қоршау конструкцияларының жай-күйін бақылаудың негізгі тәсілі ретінде танылды. Әдіс қоршау конструкцияларындағы жылуды қорғауда бұзушылықтарды анықтады, олар мынадай себептер салдарынан туындаған:

1) құрылыс материалдарын дайындау технологиясының, қоймаға жинау, тасымалдауды бұзылуы;

2) ғимаратты салу кезіндегі қателіктер мен бұзушылықтар;

3) дұрыс пайдаланбау режимі.

5. Аталған факторлар табиғи әсер ету (жел, атмосферадағы жауын-шашындар) мен табиғи-климаттық жағдайлар (жылу-салқын-жылу, ылғалдылық циклдері) салдарынан қоршау конструкцияларының жекелеген жерлерінде жылуды қорғау қасиетінің төмендеуіне әкеледі. Бұл ғимарат ішіндегі микроклиматтың бұзылуына және жылудың бос шығындалуына әкеледі, соның салдарынан жылу шығыны көбейеді.

6. Заманауи жылуға ден қою жүйелері жылу шығындары артқан учаскелерді анықтауға мүмкіндік беріп, олардың шекараларын айқындайды. Байқалған ақауды сандық бағалау зертханалық жағдайларда заманауи бағдарламалық өнім мен дәстүрлі математикалық аппаратты пайдалана отырып, "Құрылыс жылу техникасы" 2.04-03.2002 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ-ға, "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚН сәйкес жүргізіледі.

7. "Мемлекетаралық стандарт. Ғимараттар мен құрылыстар. Құрылыс конструкциялары арқылы өтетін жылу ағындарының тығыздығын өлшеу әдісі" 25380-2014 МЕМСТ (бұдан әрі – МЕМСТ 25380-2014) сәйкес, ғимараттар мен құрылыстардың термографиясына, сондай-ақ оны жүргізу тәртібіне қойылатын талаптарға қатысты құрылыстың қоршау конструкцияларының бетімен жылу шашу мен жылудың таралуы кезінде болатын физикалық құбылыс.

1-параграф. Пайдаланылатын аспаптар мен жабдық

8. Ғимараттар мен құрылыстардың термографиясына арналған жылуға ден қойғыштар мынадай талаптарға сай келеді:

1) өлшенетін температуралар диапазоны -20

С - +30 Цельсия градус (бұдан әрі -

С);

2) температуралық сезімталдық шегі 0,5

С;

3) жұмыс температуралар диапазоны -15

С - +40

С;

4) ауыспалы объективтерді қолдану мүмкіндігі, шолу бұрышы 7 градус – 20 градус;

5) жолдағы элементтер саны, кадрдағы элементтер саны, кемінде 100*100;

6) тікелей түсіру орнында жылуға ден қойғыштың немесе көшпелі компьютердің дисплейі экранынан Цельсия градустарда температураның мәнін алу мүмкіндігі;

7) видеомагнитафонға немесе өзге де магнитті ақпаратты жеткізгішке термобейнені жазу мүмкіндігі;

8) сәуле шашу қабілетінің мәнін реттеу (e).

9. Заманауи жылуға ден қою техникасында инфрақызыл (бұдан әрі – ИҚ) детекторлар пайдаланылады. Олар екі диапазонда жұмыс істейді - қысқа толқынды (3 – 5 микрометр (бұдан әрі – мкм)) және ұзын толқынды (8 – 14 мкм).

ИҚ диапазондарын пайдалану атмосфераның жылу сәулесін өткізу ерекшелігіне байланысты. Спектрлік бейнелеу коэффициенті барынша аз, демек бейнеленген сәуленің әсері де аз. Бұл тұрғыдан алғанда, ұзын толқынды және қысқа толқынды ИҚ диапазондарының позициясы ғимараттарды термограиялаған жағдайда бірдей болады.

10. Объектінің меншікті ИҚ-сәуле шашудағы бүкіл энергиясының 40 пайызы ұзын толқынды бөлігіне тиесілі, ал қысқа толқындыға – небәры 1 пайыз келеді. Ғимараттар мен құрылыстардың термографиясы үшін индикаторлық типтегі жылуға ден қойғыштарды қолдану жарамсыз, өйткені оның әрекет ету қағидаты пировидиконды құбырлардың көмегімен инфрақызыл сәулелерді өзгертуге бағытталған. Ғимарттардың термографиясы қыста, жылу кезеңінде жүргізіледі.

11. Ғимараттар мен құрылыстарды зерттеп-қарау үшін жылуға ден қойғыштан басқа мынадай жабдық қажет:

1) 0,5

С-дан аспайтын температураны жанаспай өлшеуге арналған аспап;

2) тостағанды анемометр (желдің жылдамдығын айқындауға арналған аспап);

3) штатив;

4) өлшегіш рулетка (10 метрден астам);

5) қоршаған ортаның ауасын өлшеуге арналған сынапты термометр;

6) жылу ағынын өзгерткіш;

7) ИҚ-пирометр.

2-параграф. Сапалы термографиялауға арналған шарттар және өлшеуге дайындау

12. Анық нәтиже алу мақсатында ғимараттар мен құрылыстарды термографиялық зерттеп-қарау кезінде 25380-2014 МЕМСТ-ке сәйкес бірқатар шарттар орындалады

13. Ішкі және сыртқы температуралар арасындағы температура ең төменгі жол берілгеннне асып ауытқыған кезде өлшеу жүргізіледі, ол мынадай формула бойынша айқндалады:

, (1)

мұнда

– жылуға ден қойғыштың температуралық сезімталдық шегі,

С;

R₀ⁿ – жылу берудің жобалық кедергісі, м *

С/Вт;

– жылу беру коэффициенті, ол:

1) қабырғалардың ішкі бетіне нормативтік-техникалық құжаттама бойынша;

2) желдің жылдамдығы1, 3, 6 м/с – тиісінше 11, 20, 30; Вт/(м *

С) болған кезде қабырғалардың сыртқы беті үшін тең қабылданады;

r – қоршауыш конструкцияның ақауы бар учаскесін анықтауға жататын жылу беру кедергісіне қатысты, ол 0,85 аспайтын болады.

14. Ғимараттар мен құрылыстардың термографиясы жылу маусымында жүргізіледі, өйткені бұл ретте темпетарутарынң ауытқуы барынша мүмкін болады және формула талаптары үнемі қанағаттандырылады (1).

Зерттеп-қаралатын ғимарат бетінде жауын-шашынның болмауы қажет. Ғимараттың сыртқы бөлігін термографиялау кезінде конструкция материалдарының жылу инерциясы шарттары зерттеп-қаралатын объектінің түсірілім алдындағы 12 сағат ішінде күнде болмауын талап етеді.

15. Үй-жайлар ішінде инфрақызыл түсірілімі кезінде термография объектісіне жақын орналасқан жарық және жылу көздерін (қыздыру лампалары, жылу радиаторлары) экрандауға назар аударылады.

16. Жел болған кезде температураның өлшенген мәндерін одан әрі түзету үшін оның жылдамдығы өлшенеді. Желсіз күндер таңдалады. Желдің күші мен бағыты сыртқы бет қабатына елеулі әсер етеді.

17. Ғимараттар көлемінің ауқымды болуына байланысты жылуға ден қою түсірілімі кадрлар бойынша жүргізіледі. Кезекті кадрды түсіру аяқталғаннан кейін оператор өлшеу объектісі байқау бұрышынан кемінде 60 градуста болатындай етіп жылуға ден қойғышпен ауысады. Бұл жағдайда, зерделеу қабілеті байқау бұрышына мүлдем қатысты болмайды. 60 градустан 90 градусқа дейінгі диапазонда зерделеу қабілеті 90 градусқа тақаған кезде төмендейді, ал бейнелеу коэффициенті өседі. Сондықтан да, жылуға ден қойғыштың түсірілетін объектіге қалыпты бағытталуына ұмтылады. Егер мұндай объектінің биіктігі 10 метрден асатын болса, онда жұмысқа монтаждау мінбесі пайдаланылады. Сыртқы түсіру кезінде жылуға ден қою камерасының объектіден қашықтығы мынадай диапазонда таңдалады:

, (2)

мұнда L – жылуға ден қойғыштың түсіру объектісінен қашықтығы;

tg f – объективті шолу бұрышының тангенсі;

L_пред. – жылуға ден қойғыш алыстап кететін қашықтық, техникалық сипаттамаларға және атмосфералық ауаның ИҚ-сәулесін сіңіруге сәйкес талап етілетін дәлдік.

18. L

1/tg f қашықтықта объектіге жақындаған кезде түсіру уақыты ұлғаяды. Жылуды жоғалтуы жоғары учаскенің көлемін негізге ала отырып, объектінің ішкі бетін термографиялау кезінде шолу бұрышы кемінде 12 градус болатын объективтер пайдаланылады.

19. Зерттеп-қаралатын беткі қабатқа геометриялық репер салынады, ол үшін өлшеу нәтижелерін өңдеу кезінде масштабты айқындау үшін белгілі сызықтық өлшемдері бар типтік құрылыс элементтері пайдаланылады.

3-параграф. Жылуға ден қою түсірілімін жүргізу

20. Жылуға ден қойғыш орнатылып, видеомагнитофон қосылады және қажетті температуралық диапазон қойылады, ол заманауи жылуға ден қою техникасында өлшенетін температураның жоғарғы және төменгі шекарасын ғана емес, сезімталдығын да айқындайды. Фокусын, температуралық деңгейін, жарықтығын және кереғарлығын реттей отырып, видеобақылау қондырғысының экранындағы термобейнелердің тұрақты және анық болуына қол жеткізіледі.

21. Сыртқы бетіндегі термобейне кадрлар бойынша түсіріледі және видеомагнитофонға немесе дискіге жазылады. Видеомагнитофон түсірілім параметрлері туралы дыбыстық ақпаратты жазуға мүмкіндік береді, сондықтан оны пайдалану артықшылықты болады. Соңғы түрленімдегі заманауи жылуға ден қойғыштарда кіріктірілген микрофондар, орыс тілінде кіріктірілген мәзір бар, сыйымдылығы әртүрлі жады картасына бейнелерді жазу жүргізіледі, сондай-ақ объектінің жылу жай-күйі туралы барлық ақпарат жазып алынады, Оператор түсіру параметрлерін дұрыс таңдамаған жағдайда өңдеу кезінде қанағаттанарлық термограмма шығады.

22. Температураның барлық пайдаланылатын мәндері объектінің сәуле шашу қабілеті ескеріле отырып, алдын ала түзетіледі. Егер бұл шама белгілі болса, онда нақты температура мынадай формула бойынша айқындалады:

(3)

мұнда Т_рад – жылуға ден қойғыш өлшеген температура, Кельвин (бұдан әрі – К);

Т_нақты – объектінің нақты температурасы, К;

– материалдың сәуле шашу коэффициенті.

23. Заманауи жылуға ден қойғыштар автоматты түрде түзету жасайды, сәуле шашу қабілетінің мәні енгізіледі.

Негізгі құрылыс материалдары үшін "e" коэффициентінің мәні осы Әдістемелік нұсқаулыққа 1-қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген. Олар пайдалануға арналған, материалдың температурасына ғана емес, пайдаланылатын аспаптың спектрлік сезімталдығына да байланысты. Сондықтан да зерттелетін беткі қабаттың сәуле шашу қабілеті тікелей түсірілім орнында айқындалады.

24. Жанасатын термометр объектінің нақты температурасын айқындайды, содан кейін жылуға ден қойғыштың процессорына e мәні енгізіледі, Т_өзг. және Т_рад. теңдігі қосылады. Көрсетілген теңдікке қол жеткізілген кезде белгіленген e мәні объектінің нақты сәуле шашу қабілеті болып табылады.

Сәуле шашу қабілетін дұрыс айқындамаудан температураны өлшеудегі қателер пайдаланылатын ИҚ диапазонына және түсіру объектісінің температурасына байланысты болады. Шамамен 0

С температура кезінде бұл қателік болмашы (шамамен нөл деңгейінде), бірақ ол объект температурасының төмендеуіне байланысты өсіп отырады және объектінің -20

С температурасы кезінде 0,1 e бойынша қатеге бірнеше градусқа жетеді.

Зерттелетін ғимараттың беткі қабатын қарап шығып және ондағы термобейнені видеомагнитофонға (немесе өзге жеткізгішке) жазып алып қоршау конструкцияның екі қабатынан үлкен мөлшердегі және бірдей температуралық өрісі бар базалық учаске таңдалады. Бұл учаске температуралық ауытқуы бар зерттелетін беткі қабаттыкіндей конструкциясы болады және сондай құрылыс материалынан жасалады. Оның температуралық өрісі зерттелетін объект үшін жылуға ден қойғыштың ең төменгі шығыс сигналына сәйкес келеді. Қоршау конструкция мен базалық учаскенің термобейнесін салыстыра отырып, жылу шығындары жоғары жерлер анықталады. Осындай учаскелердің сыртқы бетінің температурасы жылуға ден қойғыш шәкілінің бөліну бағасының шамасына базалық учаскенің температурасынан асады.

25. Базалық учаске мен температуралық ауытқуы бар жерлер ғимараттың сыртқы және ішкі ең төменгі мүмкін болатын қашықтығында егжей-тегжейлі термографияға ұшырайды. Осы учаске визуальды қаралып, жылу көрінісі оқшау ластану және тиісінше, сәуле шашу қасиетінің өзгеру салдары болып табыла ма-жоқ па айқындалады. Түсірілім аяқталғаннна кейін әрбір ауытқуы бар және базалық учаске үшін мынадай шамалар өлшенеді және жазылады:

1) сыртқы ауа температурасы;

2) желдің жылдамдығы;

3) зерттелетін учаске беткі қабатының сыртқы температурасы;

4) зерттелетін учаске ішкі қабатының температурасы;

5) ғимарат ішіндегі қоршаған орта ауасының температурасы;

6) температуралық диапазон және түсірілім кезіндегі деңгей;

7) пайдаланылатын объектінің шолу бұрышы;

8) зерттелетін беткі қабатқа дейінгі қашықтық;

9) объектінің беткі қабатының сәуле шашу қабілеті;

10) егер мұндай өлшеу жүргізілген болса, зерттелетін учаске арқылы жылу ағыны;

11) ғимараттың зерттелетін секторындағы жылу жүйесінің элементтері бойынша температураның таралуы.

26. Деректер алынғаннна кейін өлшеу нәтижелерін сандық бағалауға және компьютерлің өңдеуге кіріседі. Жылуды жоғалтуы жоғары қоршау конструкциялары учаскелерінің термограммалары және базалық учаскелерді таңдау мысалдары осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 1-қосымшаға сәйкес 1 -7- суреттерде келтірілген.

4-параграф. Өлшеу нәтижелерін өңдеу

27. Жылуға ден қою түсірілімінің нәтижелері түрлі-түсті немесе ақ-қара термограммалар түрінде зерттеп-қарау нәтижелеріне беріледі. Қоршау конструкцияның әрбір зерттелетін фрагменті үшін шығыс деректері болады:

1) сәуле шашу қабілеті (e);

2) объект маңындағы ауа температурасы (Т);

3) атмосфералық ауа температурасы (Т_а) (үй-жай ішінде түсірген кезде – ортаңғы бөлігіндегі температура, еденнен 1,5 метрдегі;

4) объектіге дейінгі қашықтық, метр (бұдан әрі - м);

5) температуралық деңгейі;

6) температуралық диапазоны;

7) пайдаланылатын сүзгіштер мен диафрагмалар түрлері;

8) пайдаланылатын объективтік шолу бұрышы.

28. Мәлім болған температура кезінде әртір нүктеде желдің жылдамдығы мынадай формула бойынша ескеріледі (термобейнелерді өңдеу бағдарламалары мұны жасамайды):

(4)

мұнда V₁ – Т₁ температурасындағы желдің жылдамдығы, метр/секунд (мұдан әрі – м/с);

V₂ – Т₂, м/с температурасындағы желдің жылдамдығы.

Жылуға ден қою түсірілімін жүргізу үшін желсіз ауа-райы таңдалады, өйткені желді күні осы түзетуді пайдалану қосымша қателіктерге әкеледі.

29. Ғимараттар мен құрылыстардың термобейнелерін өңдеу кезінде негізгі 3 міндет бөліп көрсетіледі:

1) "Құрылыс материалдары мен бұйымдары. Беткі өзгерткішпен жылу өткізуді айқындау әдістемесі". 30290-94 МЕМСТ сәйкес жылу шығындары жоғары қоршау конструкциялардың учаскелрін айқындау. Базалық және басқа да сондай учаскелер үшін жылу беру кедергілері есептеледі R (м² *

С/Вт) және талап етілетін мәнмен салыстырылады. Осы кезеңде қоршау конструкциялар қабырғаларға, терезелерге және ірге қабатқа бөлінеді және одан әрі осы беткі қабаттардың әрқайсысы үшін жылу беру кедергілерін жекелеп есептеу, базалық учаскені айқындау, толық жылу жоғалтуды есептеу (Q) және экономикалық залалды есептеу жүргізіледі;

2) барлық сондай учаскелер үшін үлестік жылу жоғалту айқындалады (q);

3) анықталған жылу ауытқуларынан келетін экономикалық залал айқындалады - жоғары жылу жоғалтылған учаскелер алаңдары айқындалады, осы учаскелер арқылы шамадан тыс жылу жоғалту айқындалады, артық жұмсалған энергия жеткізгіштер саны мен құны айқындалады.

30. Есептеу үшін пайдаланылатын белгілемелер:

1) R – жылу беру кедергісі, (шаршы метр * Цельсия градус /Ватт (бұдан әрі - м² *

С/Вт));

2) R₀^тр – жылу берудің талап етілетін кедергісі, (м² *

С/Вт);

3) n – "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04.04.2011 Қазақстан Республикасы ҚН сәйкес сыртқы ауаға қоршау конструкцияның сыртқы бетінің қалпына қарай қабылданатын коэффициент;

4) q – үлестік жылу жоғалту, (Ватт/шаршы метр (бұдан әрі - Вт/м²);

5) Q – толық жылу жоғалту, (Ватт (бұдан әрі - Вт));

6) t_н, t_в – сыртқы және ішкі ауаның температурасын өлшеу, ^оС;

7)

,

– қоршау конструкцияның сыртқы және ішкі беткі қабатының темеперурасы мәнін өлшеу, ^оС;

8)

– конструкцияның қалыңдығы, метр (бұдан әрі - м);

9)

– конструкцияның жылу өткізгіштігі, (Ватт/метр Цельсия градус (бұдан әрі - Вт/(м *

С)));

10)

,

– қоршау конструкцияның сыртқы және ішкі беткі қабатынан тиісінше жылу беру коэффициенті, (Ватт/шаршы метр * Кельвин (бұдан әрі - Вт/(м² *

К)));

11)

,

– тиісінше, жылу беру коэффициентінің конвективті және сәулелі құрауышы (Вт/(м² *

К));

12) F – қоршау конструкцияның беткі қабатының алаңы, (шаршы метр (бұдан әрі - м²)).

31. Жылу жоғалтуы жоғары қоршау конструкцияның учаскелері "Құрылыстық жылу техникасы" 2.04-03-2002 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ, "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ сәйкес айқындалатын, талап етілетін мәнмен натуралық өзгерістер нәтижесінде алынған қоршау конструкциялардың кедергілерін салыстыру арқылы мынадай формула бойынша айқындалады:

(5)

мұнда t_в, t_н,

t^н, n және

– "Құрылыстық жылу техникасы" 2.04-03-2002 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ, "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ бойынша қолданылатын есептік және кестелік мәндер.

32. Көпқабатты конструкция қабатының темиялық кедергісі "Құрылыстық жылу техникасы" 2.04-03-2002 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ сәйкес мынадай формула бойынша айқындалады:

(6)

33. Көпқабатты конструкцияның жылу беру кедергісі мынадай формула бойынша айқындалады:

(7)

34. Жоғарыда санамаланған формулалардың барлығы жобалау кезінде талап етілетін және есептік мәндерді есептеп шығару үшін қолданылады, қабат материалның есептік жылу өткізгіштік коэффициенті қолданылады (l), бірақ практикада оның мәні жобалық мәннен өзгеше болады.

35. Есептік мәнді айқындау кезінде, a_в және a_н "Құрылыстық жылу техникасы" 2.04-03-2002 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ, "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚНмҚ бойынша және осы Әдістемелік нұсқаулыққа 1-қосымшаға сәйкес 2 және 3-кестелер бойынша қабылданады, ал егер натуралық өлшемдердің нәтижелері өңделетін болса, онда осы мәндер экспериментальды мәндер бойынша есептеледі.

36. Натуралық өзгерістердің нәтижелері бойынша R есептеу үшін мынадай өрнек пайдаланылады:

(8)

Бұл формула экспериментальды деректерді өңдеу үшін қолданылады. Барлық мәндер өлшеу нәтижелері бойынша алынады, ал жылу беру коэффициенті (а_в) - есептеледі.

37. Үлестік жылу ағынын өлшеу кезінде q (датчиктердің, жылу өлшегіштердің көмегімен), 25380-2014 МЕМСТ сәйкес формула пайдаланылады:

(9)

мұнда R_в,н,к – қоршау конструкцияның ішкі, сыртқы бетінің және біртектес аймағының термиялық кедергісі (м² *

С/Вт);

q_ф – есептік кезең ішіндегі жылу ағынының нақты тығыздығының орташа өлшемі; біртұтас қоршау конструкциялар үшін:

(10)

мұнда q – есептік кезең ішіндегі жылу ағынының орташ өлшенген тғыздығы (Вт/м²);

R_m – паспорттық деректері бойынша айқындалатын, жылу ағынын өзгерткіштің термиялық кедергісі, (м² *

С/Вт);

R_c – есептеумен айқындалатын, қабаттың термиялық кедергісі, (м² *

С/Вт).

38. Қоршау конструкция қабатының термиялық кедергісі жылу ағынының тығыздығына бөлінген қабат шекарасындағы температуралардың әртүрлілігі ретінде айқындалады:

(11)

Өлшеу нәтижелері бойынша 25380-2014 МЕМСТ сәйкес есептеу арқылы басқа да есептік шарттар үшін қоршау конструкцияның ішкі бетінің температурасы айқындалады.

39. Егер жылу ағынының тығыздығын өлшеу ( q) жүргізілмеген болса, жылуға ден қою түсірілімінің нәтижелері бойынша жылу ағыны есептеледі және арақатынас пайдаланылады:

q = q_конв + q_сәул (12)

q_конв = a_кх(t_н - t_н) (13)

=

хrхс_р, (14)

мұнда q – жылу ағынының тығыздығы (Вт/м²);

– ағын жылдамдығы, (м/с);

r – массаның тығыздығы, килограмм/текше метр (бұдан әрі - кг/м³);

с_р – ұдайы қысым кезіндегі жылу сыйымдылығы, килоДжоуль/килограммх Кельвин (бұдан әрі - кДж/кгх

К);

(15)

мұнда С – абсолютті қара дененін сәуле шашу коэффициенті (5,7х10^-8 Вт/м²);

– объектінің беткі қабатының сәулеленуі қабілеті (бұл мән пайдаланылатын инфрақызыл диапазонына және объектінің температурасына, сондай-ақ қоршау конструкцияның материалы мен геометриясына байланысты).

Жақындатылған мән e осы Әдістемелік нұсқаулыққа 1-қосымшаға сәйкес 1-кестеде айқындалады. Неғұрлым тура мән жанасу тәсілімен өлшенген объектінің температурасы мен жылуға ден қойғыштың көмегімен өлшенген сол объектінің температурасын салыстыру кезінде алынады. Осындай температура кезінде жылу энергиясын мардымсыз шашатын материал абсолютті қара дене деп аталады. Негізгі құрылыс материалдары "сұр денеге" жатады.

40. Жылу ағынының тығыздығы есептелмейді, ғимаратты тікелей зерттеп-қарау кезінде өлшенеді. 25380-2014 МЕМСТ-ке, жылу ағынын өзгерткішке (бұдан әрі – ИТП-11) немесе ұқсас, "Құрылыс материалдары мен бұйымдары. Беткі өзгерткішпен жылу өткізгіштігін айқындау әдісі." 30290-94 МЕМСТ сәйкес өлшенеді. Қоршау конструкцияның сыртқы жағынан өлшеу ұзақтығы "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚН сәйкес соңғыларының жылу инерциясымен (15 тәулікке дейін) айқындалады, сыртқы ауа температурасының диапазоны айқындалады, бұл ретте мұндай өлшеудегі қателер барынша аз болады. ИТП-11 аспабын пайдалану кезінде жылу ағынының өлшенетін тығыздығы 33 – 50 Вт/м² диапазонында болатын жағдайлар қамтамасыз етіледі. Бұл сыртқы ауаның температурасы - 15-тен 32 ^оС-ға дейін болған кезде қамтамасыз етіледі. Температура неғұрлым жоғары болған кезде өлшеу қателері де өседі.

41. Жылу инерциясымен қиындықтарды болғызбау үшін жылу ағынын өлшеу қоршау конструкцияның ішкі жағынан жүргізіледі. Сыртқы жағынан мұндай өзгерістер беткі қабатында тұрақты температура сақталған жағдайда және ішкі температураны өлшеу мүмкін болмағанда жүргізіледі.

42. Датчиктер мен беткі қабат арасындағы ауа саңылауларының болуына жол берілмейді. Кедір-бұдырлық тегістеліп, датчиктер техникалық вазелинге бекітіледі.

43. Мәлім болған үлестік жылу ағындары бойынша ауытқу болған учаскелер арқылы осы учаскенің алаңына көбейту арқылы толық жылу ағыны есептеледі. Алынған мән жылу жоғалтуы жоғары учаскелердің болуы есебінен шамадан тыс жылу жоғалтуды, отынды асыра пайдалануды және қорыта келгенде – экономикалық залалды айқындайды.

44. Жоғарыда келтірілген есептеу ауаның кіруімен жылу жоғалтуды ескермейді. Қоршау конструкцияның ауаның кіруіне қарсылығы жоғары жерлерді айқындау қажеттігі туындайтын болса, "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚН сәйкес нормативтік мәндерді салыстыру үшін ішкі және сыртқы ауа қысымының іртүрлілігін айқындайды.

45. Практикалық термография кезінде ауа қатты кіретін учаскелер болады – бұл термиялық кедергі нөлге тең болатын, жылу шығындары жоғары учаскенің шекті жағдайы. Ауаның кіру процесі "стационарлы емес" және қысымның әртүрлі болуына, температураның, жарыққа қатысты ғимараттың орналасуына, жел бағытын мен күшіне байланысты. Жылуға ден қойып түсіру кезінде оңай қол жеткізілетін жерлер анықталып, жойылады (терезелерді жапсыру, саңылауларды тұмшалау).

46. Заманауи жылуға ден қойғыш техника қоршау конструкциялардың жылуды жоғалтуы жоғары учаскелердің орналасуын анықтауға мүмкіндік береді және мынадай міндеттерді шешуді елеулі түрде жеңілдетеді:

1) монтаждау сапасы мен жаңа ғимараттарды жобалау бағаланады;

2) жекелеген элементтердің кемшіліктері болу дәрежесі мен жай-күйін бағалай отырып, ғимараттарды профилактикалық немесе күрделі жөндеудің орындылығы, олардың көлемі мен мерзімі айқындалады;

3) ғимараттар мен құрылыстардың қоршау конструкцияларының жекелеген элементтері арқылы жылу шығындарының деңгейін бақылау жүзеге асырылады.

47. Ғимараттар мен құрылыстардың қоршау конструкцияларының термографиясы үшін инфрақызыл техникасын практикалық қолдану – терезе ойықтары бар қабырғалар үшін негізгі жылу шығыны (70 пайызға дейін) терезе жіктерін толтырудың жылу өткізгіштігімен және ауа өткізгіштігімен байланысты болады. Бітеу қабырғалар арқылы жылу жоғалту, панельаралық жіктер сапалы бітелген болса, негізінен қабырға материалдарының жылу өткізгіштігіне байланысты болады.

48. Ғимараттар мен құрылыстардың жылуды қорғау сапасын жылуға ден қойып бақылау құрылыс аяқталғаннан кейін және пайдалану кезеңінде жүргізіледі. Бұл ретте қоршау конструкциялардың жылудан қорғау қасиеттерінің бұзушылықтар жылту маусымында ғана анықталуға тиіс. Мұндай жұмыстарды орындау үшін сезімталдығы 0,1 ^оС-тан кем емес, термо бейнелерді талдау үшін бардарламалық қамтамасыз етуі бар жылуға ден қойғыштар пайдаланылады. Қоршау конструкциялардың жылуды жоғалтуы жоғары учаскелерінің шекараларын басқа әдістермен анықтау және белгілеу мүмкін емес.

4-тарау. Қазандық агрегаттардың қапталуын және жабдықтарды жылумен оқшаулауды инфрақызыл диагностикалау

49. Жылумен оқшаулаудың (бұдан әрі – ЖО) негізгі сапалық көрсеткіштері, ЖО арқылы максималды жол берілетін жылуды жоғалту және сыртқы бетінің температурасы Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2014 жылғы 30 желтоқсандағы № 358 бұйрығымен (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10303 болып тіркелген) бекітілген Қысыммен жұмыс істейтін жабдықтарды пайдалану кезінде өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына (бұдан әрі – № 358 Қағидалар) және "Қазандық қондырғылары" ҚР ҚҚ 4.02-105-2013 техникалық регламентіне сәйкес бекітілген жылу шығындарының нормаларымен регламенттеледі.

Ескерту. 49-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

50. Жылу шығындарының нормаларын асырудың әрбір пайызы белгіленген қуаттылықтың 1 МВт-на жылына шамамен 300 килограмм (бұдан әрі – кг) шартты отынның жұмсалуына, тиісті күйде ЖО-ны ұстауға жұмсалатын шығындарға барабар және жүйелі бақылау өз-өзін ақтайды.

Жылумен оқшаулауды бақылау үшін термо бұрғылар мен жылу ағындарын өлшеуіштерді қолдану тікелей жанасып өлшеуге негізделеді, бұл өндірістің нақты жағдайларында мүмкін бола бермейді, өйткені өлшейтін жерге қол жеткізу (құбырлар, бөренелер үйіндісі) мүмкін бола бермейді. ЖО-ны сынаудың негізгі мақсаттары бар:

1) көлемдерін айқындау және жөндер алдында ЖО бұзылған жерлерін оқшаулау;

2) монтаждаудан, жөндеуден немесе реконструкциялағаннан кейін қабылдау кезінде ЖО сапасын бағалау;

3) ЖО жай-күйін зерттеп-қарау және оны паспорттау;

4) негізгі жабдықтың пайдалы әсер коэффициентін есептеу үшін ЖО арқылы жылудың жиынтық шығындарын зерттеп-қарау.

51. Барлық жағдайларда ЖО арқылы жылу шығынының белгіленген нормаларына ЖО-ның сәйкестігін және оның бетіндегі температураны тексеру жүргізіледі.

1-параграф. Сынақтар объектісі

52. Жылу жеткізгіш температурасы 100

С-дан жоғары болатын негізгі және қосалқы жабдықтар мен құбырлар ЖО-ны сынауға жатады. ЖО жобалау кезінде қабылданған жылу шығындарының нормалары және үй-жайдағы ауа температурасы 25

С болған кезде "Ғимараттарды жылумен қорғау" 2.04-04-2011 Қазақстан Республикасы ҚН сәйкес оқшаулау бетінің қабылданған температура.

ЖО бетіндегі температура жылу жеткізгіш температурасы 500

С-ға тең немесе одан аз болған кезде 45

С-тан аспайды, жылу жеткізгіштің температурасы 501-600

С болған кезде ЖО бетіндегі температура 48

С-тан аспайды.

Ашық ауада орналасқан объектілер үшін ЖО бетіндегі температура металмен қапталған бетінде 55

С-тан, қаптау беті басқаша болған кезде – 60

С-тан аспайды.

53. Электр станциялары жабдықтары күрделі және әртүрлі болғандықтан, сынақ жүргізу басталғанға дейін барлық бу құбырлары мен жабдықтар жекелеген топтарға бөлінеді:

1) қазандық цехы. Қоректік су құбырлары, қазандық шегінде суды қайта өткізу құбырлары, бу шығатын құбырлар, барабан, буды қайта өткізу құбырлары, бу ысытқыш коллекторлар, ыстық бу құбырлары (негізгі және қайта ысытқыш), қайта ысыған будың салқын арналары, бүркуге өз конденсатын беру қондырғысы, қазандықты қаптау, қазандықтың ауа және газ жолы, тозаң дайындау жүйесі ЖО-сы сынаққа ұшырайды;

2) турбиналық цех. Жаңа және кейінгі ысытылған бу, бөгегіш және реттегіш клапандардан бастап турбинаның жоғары қысымды цилиндріне дейін бу өткізгіш құбырлар, қоректік сулар мен конденсат құбырлары, ысытқыштар, деаэраторлар ЖО-сы сынаққа ұшырайды.

54. ЖО бетіндегі үлестік жылу шығындары мен беткі қабатындағы температура қоршаған ортаның ауа температурасына қарай нормаланып отырады, сынақтар кезінде өлшейтін жердің маңындағы (жылудың үлестік шығындарын үлшеу нүктесінен 0,8 – 1,5 метрде) қоршаған ортаның ауа температурасын өлшеу жүргізіледі. Ашық ауадағы оқшауланған беттердегі жылу шығынының нормалары ауаның есептік температурасымен бірге осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 2-қосымшаған сәйкес 1 және 2-кестелерде келтірілген.

2-параграф. Өлшеу аспаптары

55. ЖО бетіндегі температураны өлшеу үшін мынадай параметрлері бар жылуға ден қойғыш пайдаланылады:

1) өлшенетін температуралар диапазоны..........................- 20 - 1500

С дейін;

2) сезімталдық (кемінде).............................................. 0,1

С;

3) рұқсат етілген қабілеті............................................... 0,1

С.

56. ЖО жылу шығындарын бағалау үшін жылуға ден қойғышты пайдалану (тиісті бағдарламалық қамтамасыз етуді пайдалана отырып компьютерлік талдау кезінде), ең алдымен жылуға ден қою жүйелерімен өлшенген радиациялық температуралар мен жылу өлшегіштермен алынатын жылу ағындарын өлшеу нәтижелерін салыстыру бойынша қосымша жұмыс жүргізіледі.

57. ЖО желілік мөлшерлерін өлшеу үшін "Қазақстан Республикасында өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. 1*10^-6-дан 50 м дейінгі диапазонда ұзындықты және 0,2-ден 50 мкм. дейінгі диапазондағы толқындар ұзындығын өлшеу құралдарына арналған мемлекеттік эталон және мемлекеттік тексеру схемасы" 2.29-2004 Қазақстан Республикасы ҚН сәйкес тағайындалған метал сызғыштар мен жалпы мақсаттағы рулетка қолданылады. ЖО қалыңдығы металл сызғышпен немесе 5 миллиметр (бұдан әрі – мынадай редакцияда жазылсын:) сайын өлшеніп бөлінген ұштық болат стерженді қалыңдық өлшегішпен ЖО-ны тесу арқылы өлшенеді.

3-параграф. Сынақ шарттары

58. Жаңадан берілетін жабдықта ЖО-ны жылумен сынау ЖО салынған жабдық жұмыс істеген соң 750-1000 сайын жүргізіліп отырады. Сынақ (қисық салқындатқышты алып тастаудан басқа) қазандықтың стационарлық жүктемесі кезінде жүргізіледі, ол мүмкіндігінше қалыптыға жақын болады, бірақ қалыптыдан кемінде 60-70 пайыз болады. Сынақ жүргізу кезеңінде қазандық тоқтатылған жағдайда, температура бойынша қалыптасқан режимге қол жеткізу үшін кемінде 3 тәулік өткеннен кейін іске қосылған соң сынақтар жаңартылғаға дейін.

59. Суып қалу сипаттамаларын жою энергия блогы үзіліссіз жұмыс істегеннен кейін кемінде 3 тәулік ішінде қалыпты нормадан кемінде 80 пайыз жүктемемен жүргізіледі. Тоқтар алдында 5-6 сағат бойы жаңа бу мен аралық ысытқыш будың температурасы қалыпты болады.

60. Сынақтар кезеңінде күн сайын өлшеу орындалғанға дейін және одан кейін жабдықтың, сондай-ақ жұмыс істеп тұрған қосылқы жабдықтың (тозаң дайындау жүйесі, желілік суды ысытқыштар) өнімділігі мен жұмысының негізгі параметрлерін жазу жүргізіледі.

4-параграф. Сынақтар жүргізу

61. Сынақ басталар алдында бу құбырлары мен жабдықтың жылумен оқшаулау жобасымен танысу болады.

Онда мыналар нақтыланады және айқындалады:

1) бу құбырлары мен жабдықты оқшаулау схемасы;

2) әрбір оқшауланған объект немесе учаске үшін ЖО конструкциясы;

3) ЖО қондырғысы үшін қолданылатын материалдар;

4) ЖО арқылы жылудың есептік жалпы және үлестік шығындары мен оның бетіндегі температура.

62. Схемалар болмаған кезде жабдықтар мен құбыржолдардың нобайы жасалады. Тәсілдер, баспалдақтар мен алаңдардың болуы ескеріле отырып, орын бойынша сынақтар кезінде өлшеу жүргізу нүктелері таңдалады. ЖО-ны сырттай қарап-тексерген кезде схемада беткі қабаты бұзылған жерлер, ЖО бұзушылықтарының болуы (салбырау, сырғу) және басқа да көрінетін ақаулар көрсетіледі.

63. Оқшаулау қалыңдығы жеткіліксіз учаскелерде ЖО бетіндегі және қоршаған орта ауасының температураны өлшеу жүргізіледі.

Сынақтар деректерін алғаннан кейін өлшеу нәтижелерін сандық бағалауға және компьютерлік өңдеуге кіріседі. Қазандық қаптамасының бұзылуы кезіндегі термограмма үлгілері осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 2-қосымшаға сәйкес 4 және 5-суреттерде келтірілген.

5-параграф. Сынақтар нәтижелерін өңдеу

64. Нормативтік мәндермен салыстыру үшін сынақтардың нәтижелері мынадай формула бойынша есептеледі:

1) 1 метрге келтірілген жылу шығындары;

2) оқшауланған құбыржол ұзындығы q Вт/м:

q = Рq₁, (16)

мұнда q₁ – 1 м² ЖО-ға өлшенген жылу шығындары, Вт/м²;

Р – ЖО шеңберінің ұзындығы, м;

3) Қоршаған ортаның ауа температурасы 25

С болған кезде үлестік жылу шығыны – q₂₅, Вт/м²:

(17)

мұнда t_Т – оқшауланған объектілердегі жылу жеткізгіштің температурасы,

С;

t_в – қоршаған ортаның ауа температурасы,

С;

4) қоршаған ортаның ауа температурасы 25

С болған кезде ЖО бетінің температурасы – t²⁵_ТИ,

С:

(18)

мұнда t_ТИ – ЖО бетінің өлшенген температурасы,

С.

65. Оқшаулау бетінің және қоршаған ортаның ауа температурасының деректері мынадай формула бойынша жылу ағынына есептеледі:

(19)

мұнда Т_ТИ, Т_В – тиісінше, ЖО бетінің және қоршаған ортаның ауа температурасы, К;

с' – сәуле шашу коэффициенті, Вт/(м * К);

с' = 4,88 Вт/(м * К) – сыланған, боялған және шаң басқан ЖО беттері үшін ТИ;

с' = 2,67 Вт/(м * К) – ЖО-ның алюминий жабынды қабаты үшін.

Қоршаған ортаның ауа температурасы әртүрлі болған кезде қаптама қабатының температурасына жылу ағынының байланысты болу номограммасы осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 2-қосымшаға сәйкес 1 және 2-суреттерде келтірілген формула (19) бойынша салынған.

5-тарау. Бу және су жылыту қазандықтардың жылыту бетін инфрақызыл диагностикалау

66. Жылыту бетінің материалдары жұмыс жағдайларына қарай, ішкі және сыртқы ортаның параметрлері ескеріле отырып таңдалады.

67. Жылыту бетіндегі құбырларының, құбыржолдардың және коллекторлардың сапасына жоғары талап қойылады, өйткені қазандық жұмысының сенімділігі осыған байланысты.

68. Жылыту бетін зерттеп-қарауды жылу жүргізу саласындағы лицензияланған мамандары бар ұйымдар орындайды. Жергілікті нұсқаулықпен Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (бұдан әрі – Техникалық пайдалану қағидалары) сәйкес жылыту бетін мерзімді тазалау графигі регламенттеледі.

69. Зерттеп-қарау кезінде көрінетін бұзушылықтарды анықтау тұрғысынан жылыту бетін визуальды қарап-тексеруге, қазандықтың жылыту бетіндегі құбырлар тікелей көрінетін аймақтарда жүзеге асырылатын жылуға ден қою түсіріліміне басты назар аударылады.

1-параграф. Термографиялық зерттеп-қарауға дайындық және өлшеу аспаптарын таңдау

70. Жылыту бетіндегі құбырларды қарап-тексерудің және түсірудің бастапқы нүктесі мен тәртібін айқындайды.

71. Құбырлардың жарамсыз учаскелерін таңбалау тәсілі таңдалады (бор, көмір түйірі).

72. Жылыту бетін бұрынғы зерттеп-қарау және оларды тазалау кезеңділігі (егер жүргізілген болса) зерделенеді.

73. Жылуға ден қойғышты таңдау жинақылығымен және оның рұқсат етілген қабілеті бойынша салыстырмалы түрде жоғары емесе талаптармен айқындалады.

74. Уақыт бойынша шығындарды азайту үшін лазерлік нысананы нұсқағыш бар пирометр пайдаланылады.

2-параграф. Зерттеп-қарау жүргізу

75. Визуальды қарап-тексеру жұмыстан шығарылған қазандықта, тікелей көрінетін учаскелерде қазандықтың жылыту бетіндегі құбырларды жылуға ден қойып түсірумен қоса атқарылады (кейіннен мұрағат базасын жасау үшін термографиялық картинаны видеомагнитофонға немесе дискіге жазу жүргізіледі).

76. Бу және су жылыту қазандығы құбырларының бітелуін жылуға ден қойып бақылау күрделі немесе орташа жөндеудің аяқталу сатысында да және оған дейін де жүргізіледі.

77. Жылуға ден қойып зерттеп-қарауды жүргізу үшін қазандықтың жылыту беті арқылы жылы суды беру (40 – 60

С) қамтамасыз етіледі.

78. Термографиялау процесінде бітелген құбыр учаскелері таңбаланады (белгі соғылады) және визуальды қараған кезде анықталған ақаулар белгіленеді (ақау болған жерге байланысты видеокамераға жазу ұсынылады).

79. Қарап-тексеру анықталған ақауларды түсіндіру және тіркеу үшін электр станциясының жауапты өкілінің қатысуымен жүргізіледі.

80. Қарап-тексеру нәтижелері бірлескен актімен ресімделеді, онда анықталған ақаулар санамаланады және оларды жою жөніндегі іс-шаралар айқындалады.

81. Қазанның қыздыру беттерінің құбырларына тепловизиялық және визуалды тексеру жүргізу кезінде № 358 Қағидалардың талаптары орындалады.

Ескерту. 81-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

3-параграф. Қазандықтардың жылыту бетіндегі құбырларды зерттеп-қарау материалдарын талдау

82. Қарап-тексеру жүргізілгеннен және ақпарат жиналғаннан кейін алынған барлық материалдарды талдау, бұзылудың ықтимал себептерін анықтау және жылыту бетіндегі құбырлардың жай-күйіне олардың әсер етуін бағалау жүргізіледі.

83. Ақауларды визуальды қарау кезінде ақаулардың мынадай топтары анықталады:

1) металл құбырлардың жасалуындағы ақаулар (бетақау, тесіктер, жарықтар);

2) термиялық өңдеу ақаулары (коррозия, қабыршықтың пайда болуы);

3) қазандықты дайындау, монтаждау және жөндеу кезінде туындайтын технологиялық ақаулар (құбырлардың иілген жерлеріндегі гофралар, қабырғалардың жұқаруы, майысу, кетілу);

4) жылыту бетінің сыртқы ластануы (күйе, күлді-қож тұтып қалуы).

84. Жылыту бетіндегі құбырлардың бітелуі немесе ішінара өтуі жылуға ден қойғыштың көмегімен айқындалады, қазандықтың жылыту бетіндегі құбырлардың термограммасының мысалы осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 2-қосымшаға сәйкес 3-суретте келтірілген, онда қара және сұр түс (салқын) құбырлардың жабылып қалуына сәйкес келеді, тиісінше ақ түс (ыстық) жылыту бетінің осы учаскесінің қалыпты жай-күйін көрсетеді..

Құбырлардың бітелуі ішкі "ластауыштармен" айқындалады:

1) темір тотығының шөгінділерінен қазандық бетінің монтаждаудан кейінгі ластануы;

2) дәнекерлеу кезіндегі металл қалдықтарымен, топырақпен, құммен және басқа да бөгде заттармен ластануы;

3) кальций қосындылары мен темір тотығы түріндегі қалдықтар салдарынан қазандықтың ішкі бетінің пайдлаану кезінде ластануы.

85. Қазандықты беткі жылыту құбырларын жылуға ден қойып бақылау кезінде ішкі қалдықтардың сипатына бірмәнді түсінік берілмейді (кейіннен зертханалық зерттеулер қажет), бірақ визуальды қарап-тексеру аймақтарында қазандықты жылыту бетінің жай-күйінің жалпы көрінісі алынады.

86. Анықталған ақауларды жою және одан әрі өршуін болғызбау (бәсеңдету) үшін қазандық жұмысының оңтайлы режимі қамтамасыз етіледі және кешенді тазалаудың механикаландырылған жүйесі қолданылады (бу, әуе немесе су аппараттары, қарқынды тазалау құрылғысы, дірілдік тазарту, бөлшектеп тазартқыш) Осы мақсатқа арналған, автоматты және қашықтықтан басқару құрылғылары мен құралдары жұмысқа үнемі әзірлікте ұсталады.

87. Қазандықтың жылыту бетіндегі құбырларды жылуға ден қойып бақылау болмашы экономикалық шығындар мен осы әдістің маңыздылығы ескеріле отырып, қазандық жұмыстан шығарылған кезде жүргізіледі, бұл ретте ағымдағы кездегі анық ақпарат алынып, ол кейінгі жөндеу жұмыстары мен пайдалану режимдерінде пайдаланылатын болады.

88. Деректер алынып, өлшеу нәтижелерін сандық бағалауға және компьютерлік өңдеуге кіріседі. Жылу шығындары жоғары бу құбыры учаскесі термограммасының үлгісі осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 2-қосымшаға сәйкес 6-суретте келтірілген.

6-тарау. Түтін құбырларын инфрақызыл диагностикалау

89. Түтін құбырларын зерттеп-қарау пайдалану процесінде оның жай-күйін зерделеу мақсатында жүргізіледі. Жөндеу жүргізу қажеттігі және оның көлемі, тірек қабілеті мен құбырлардың ұзақ қызмет етуіне зиянды әсер ететін процестерді болғызбау және жою мақсатында оларды реконструкциялау қажеттігі айқындалады.

90. Түтін құбырын зерттеп-қарауды жылу жүргізу саласындағы лицензияланған мамандары бар ұйым орындайды. Электр станцияларының түтін құбырлары және газ арнасы жылына бір рет – көктем мезгілінде қарап-тексеріліп отырады. Түтін құбырларын ішкі зерттеп-қарау пайдалануға берілгеннен соң 5 жылдан кейін жүргізіледі, ал содан кейін қажеттігіне қарай, бірақ 15 жылда 1 реттен сиретпей жүргізіледі.

91. Кірпіш және монолит қаптамасы бар құбырларды бес жылда 1 реттен сиретпей ішңін зерттеп-қарау Электр энергетикасы саласындағы нормативтік құжатқа сәйкес ауыстырылады.

92. Зерттеп-қарау кезінде дүрбінің көмегімен жерден бастап құбырдың жай-күйін визуальды қарап-тексеруге де, құбырдың бүкіл ұзындығы бойынша және бүкіл периметрі бойынша, үш нүктеден жүзеге асырылатын жылуға ден қою түсіріліміне баса назар аударылады, сөйтіп осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 3-қосымшаның 1-суретіне сәйкес термография нәтижелері компьютерде кейіннен өңделіп, видеомагнитофонға (не ақпаратты басқа да жеткізгішке) жазып алынады.

1-параграф. Түтін құбырын визуальды және термографиялық зерттеп-қарауға дайындау

93. Түтін құбырын түсірудің және қарап-тексерудің неғұрлым ыңғайлы нүктелері айқындалады.

94. Жұмысты орындар алыднда түтін құбырының техникалық құжаттамасымен (паспортымен) танысу жүргізіледі.

95. Түтін құбырын алдыңғы зерттеп-қараулар мен жүргізілген жөндеулер туралы мәліметтер зерделенеді.

96. Түтін құбырын түсіру және қарап-тексеру бұлтты күні жүргізіледі (не түнгі уақытта), сөйтіп күн радиациясының әсерін барынша болғызбайды).

2-параграф. Зерттеп-қарау жүргізу

97. Түтін құбырын зерттеп-қарау құбырды көтеру және пайдалану кезінде болған ақауларды анықтау үшін жүргізіледі. Бұл ретте, ақаулардың сипаты мен мөлшері анықталып, олардың туындау себептері талданады, сондай-ақ пайда болу уақыты белгіленеді (болжамды) және одан әрі өршуі мүмкіндігі анықталады. Түтін құбырын зерттеп-қарау кезінде оған қосылған газ арналарын қарап тексеру бір мезгілде жүргізіледі.

98. Түтін құбырын зерттеп-қарау алдында оның құжаттамасымен:

1) жалпы конструкциясымен және жекелеген элементтермен, қолданылған материалдармен танысу үшін құбырдың жобасымен;

2) құрылыс кезінде жобаға енгізілген өзгерістермен, салу шарттарымен, "қыс, жаз" салу кезеңімен және басқа да ерекшеліктерімен танысу үшін – құбырды салу жөніндегі құжаттамамен;

3) пайдалану факторларының ақаудың өршіп кетуіне әсерін бағалау үшін құбырды пайдалану шарттарымен танысады.

99. Түтін құбырын зерттеп-қарау кезінде бейнені кейіннен талдау үшін термографиялық көріністі видеомагнитофонға немесе дискетаға жазып алу жүргізіледі.

100. Құбырды зерттеп-қарау кезінде оның тірек конструкцияларына баса мән беріледі:

1) іргетасына немесе тіреуіш бөлігіне;

2) діңгегіне;

3) қаптауына;

4) кедергісіне және анкер құрылғыларына;

5) бұрын жүргізілген қарап-тексеру кезінде табылған бүлінулерге мән беріледі.

101. Сыртқы бетін қарап-тексеру үлкен ақауларды анықтау үшін дүрбінің көмегімен жүргізіледі.

102. Темір-бетон құбырдың сыртқы бетін қарап-тексеру кезінде:

1) ашық арматура жерлері мен тік арматура иілген жерлер;

2) тік және көлденең жарықтар;

3) бетонның қорғаныш қабатындағы ажырайған жерлер;

4) бетон қабатының жарылуы және бөлшектенуі;

5) ірі толтырғыштың немесе арматураның цемент тастан ажырап кетуі;

6) тесіктері ірі бетонның болуы;

7) Ағып кету жерлері және басқа да ақаулар анықталады.

Бұл ретте, бетондау жіктері мен беткі қабатты таңбалау бояудың сақталуы қаралады.

103. Металл түтін құбырының бетін қарап-тексеру кезінде конструкциясындағы ақаулар, сапасын монтаждау, сыртқы жағының үлкен коррозияға ұршырауы салдарынан бүлінген жерлер анықталады.

104. Кірпішті түтін құбырының сыртқы бетін қарап-тексеру кезінде жарықшақтар, қалауының бұзылған жерлері, кірпіштің еруі немесе мүжілуі және басқа да ақаулар анықталады.

105. Түтін құбырын тексеріп-қарау анықталған ақауларды түсіндіру және тіркеу үшін электр станциясының жауапты өкілінің қатысуымен жүргізіледі.

106. Түтін құбырын жылуға ден қойып түсіру – компьютерлік өңдеу кезінде монтаждала отырып, кадрлар бойынша 7 градуста объектив қолданылып 80-100 метр қашықтықта жүргізіледі. Құбырды түсіру кезінде қашықтықты ұлғайту, сондай-ақ қолайсыз табиғат жағдайлары температура өрісінің бұрмалануына және құбыр бетіндегі температураның ауытқуын сапалы анықтаудың мүмкін болмауына әкеледі. Түсіру кезінде оператордың орналасу схемасы Осы Әдістемелік нсұқаулықтарға 3-қосымшаға сәйкес 1-суретте келтірілген.

107. Құбырды қарап-тексеру нәтижелері бірлескен актімен ресімделеді, онда табылған ақаулар санамаланады және мерзімдері көрсетіліп, оларды жою жөніндегі іс-шаралар айқындалады.

108. Зерттеп-қарауды жүргізу Техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес орындалады.

3-параграф. Түтін құбырын жылуға ден қойып түсіру материалдарын өңдеу

109. Жылуға ден қойғышпен түтін құбырын кемінде 0,1

С рұқсат етілетін қабілеті бар жылуға ден қойып түсіру (басым түрде 8 – 12 мкм).

110. Термография нәтижелерін өңдеу компьютерде арнайы бағдарлама бойынша, құбырдың бүкіл бойындағы нақты температуралық өріс айқындала дәне ауытқыған температуралық аймақтар анықтала отырып жүзеге асырылады.

111. Термограммаларды басып шығару түрлі-түсті болып не сұр түсте түрлі-түсті принтерде орындалады, онда әр түске немесе реңкке өз температурасы сәйкес келеді.

Жекелеген термограммалар осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 3-қосымшаның 2-суретіне сәйкес, құбырдың биіктігі бойынша жалпы термограмманы алу үшін өзара монтаждалады.

4-параграф. Түтін құбырының бетіндегі температураны есептеу

112. Түтін құбырының жай-күйін бағалау үшін жылу техникалық есептеулер жүргізіледі, олар инфрақызыл бақылау кезінде анықталған ауытқуларды бағалауға мүмкіндік береді. Бұл ретте, есептеулердің түпкілікті мақсаты - түтін құбыры конструкциясының жобаға сәйкестігін болжамдау негізге алына отырып, құбыр діңінің сыртқы бетіндегі температураны айқындау, оларды температурасы ауытқыған учаскелермен салыстыру (жылуға ден қойғыштың көмегімен табылғандармен) және осы сәйкессіздіктің ықтимал себептерін айқындау болып табылады. Түтін құбырларына қолданылатын болса, сыртқы беттің ізделіп отырған температурасы мынадай формула бойынша айқындалады:

, (20)

мұнда t_п – i-ші қабырға қабатының температурасы,

С;

t_г – шығатын түтінді газдардың температурасы,

С;

t₀ – сыртқы ауаның температурасы,

С;

R_н – қоршаған орта ауасының тарапынан жылу беруге термиялық кедергісі, м² *

С/Вт;

R₀ – жиынтық термиялық кедергісі, м² *

С/Вт;

, (21)

мұнда a_н – сыртқы беткі қабаттан қоршаған отаға жылу беру коэффициенті, Вт/(м² *

С);

= 6,3(кV₀)^0,66, (22)

мұнда кV₀ – биіктігі ескеріле отырып, тиісті белгі деңгйеіндегі желдің жылдамдығы, м/с;

R₀ = R_г +

R + R_н, .. (23)

R_г – түтінді газдардан қаптамаға жылу беру қарсылығы, м² *

С/Вт;

, (24)

мұнда a_г – түтінді газдардың жылдамдығына, олардың құрамына және басқа да факторларға байланысты түтінді газдардан қаптамаға жылу беру коэффициенті, Вт/(м² *

С);

R – түтін құбырлардың барлық конструкциялық қабаттарының жалпы термиялық қарсылығы, м² *

С/Вт;

(25)

мұнда

– конструкциялық қабаттың жылу өткізгіштік коэффициенті, Вт/(м² *

С);

– конструкциялық қабаттың қалыңдығы, м.

5-параграф. Түтін құбырын зерттеп-қарау материалдарын талдау.
Есептер жасау

113. Қарап-тексеруді жүргізгеннен, әртүрлі мәліметтерді жинағаннан, қажетті өлшеу мен есептеуді орындағаннан кейін барлық алынған материалдарды талдау, бүліну себептерін анықтау, құбырдың жай-күйіне олардың әсерін, тірек қабілеті мен ұзаққа шыдамдылығын бағалау жүргізіледі.

114. Есепте зерттеп-қарау нәтижелері жазылады, құбырдың жай-күйі, ақаулар мен бүлінулердің пайда болу себептері туралы тұжырым жасалып, құбырдың жай-күйін жақсарту және оның ұзаққа шыдамдылығын қамтамасыз ету бойынша ұсынымдар беріледі, жай-күйін байқау және пайдаланылуын жақсарту бойынша іс-шаралар жүргізіледі.

115. Инфрақызыл түсірілім кезінде алынған құбыр бетіндегі температураның ауытқу сипатын және визуальды қарап-тексеру материалдары бойынша талдау кезінде осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 3-қосымшаға сәйкес 1 және 2-кестелерде келтірілген темір-бетон құбырдың ақауларының сипаттамасы пайдаланылады.

116. Құбыр бетінде температураның тегіс таралуы ескеріліп, желдеткіш саңылауы бар түтін құбырларын жылуға ден қойып бақылау жүргізілмейді.

117. Түтін құбырларын жылуға ден қойып бақылау құбырларды ішкі қарап-тексеру сияқты жасырын ақауларды бірмәнді түсіндірмейді, бірақ өзінің жеделдігінің және қарапайымдылығының арқасында экономикалық тұрғыдан орынды.

118. Ақау болған кезде түтін құбырларын жылуға ден қойып бақылаудың көмегімен оның өршуі болжанады және құбырды ішкі қарап-тексеру мерзімдері айқындалады.

119. Белгілі бір статистикалық материалды жинақтау мақсатында түтін құбырлардың жай-күйін инфрақызыл бақылау термограммалар алынып жыл сайын жүргізіледі.

7-тарау. Жылу желілерін инфрақызыл диагностикалау. Жылу трассасы үстіндегі топырақтың беткі қабатының белгілі температурасы бойынша жерасты төсемінің жылу желілерінің жай-күйін айқындау

120. Жерасты жылу желілерінің жай-күйін бақылау әдісі жылу трассасы үстіндегі топырақтың беткі қабатының температура өрістерін қашықтықтан өлшеуге және өлшенген температураларды желілердің жылу режимін бұзушылықтар мен ақаулардың математикалық модельдеу әдісімен алынған, есептелген температураларымен салыстыруға негізделген.

121. Топырақтың беткі температурасын өлшеу үшін ұзын толқынды диапазонда жылу сәулесін тіркейтін жылуға ден қою жүйелері пайдаланылады (8-12 мкм). Бақылау нәтижелері математикалық модельдеу әдісімен алынған жылу трассаларының бетіндегі температураның таралу графиктері мен түрлі-түсті термограммалар түрінде беріледі. Оқшаулауы бұзылған және ақауы жоқ жерасты жылу трассаларының үлгілері осы Әдістемелік нұсқаулықтарға
4-қосымшаға сәйкес 8-11-суреттерде берілген.

1-параграф. Өлшеуге дайындық

122. Өлшеуге дайындық жылу желісінің учаскесін – төсем типін, оқшаулау конструкциясын, жай-күйін зерделеуден басталады. Бұл ретте, паспорттық деректер, атқарушылық сызбалар, жылу желісінің есептілігі, жылу камераларын аша отырып, учаскені қарап-тексеру пайдаланылады. Жылу желісі учаскесі сипаттамасының нәтижелері осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 5-кестеде ұсынылады.

123. Топырақтың беткі температурасын өлшеу жылу желісінде сыртқы ауа мен су арасындағы температура ең төмен жол берілген құбылу деңгейінен асып құбылған кезде мынадай формула бойынша айқындалады:

(26)

мұнда

– жылуға ден қойғыштың температуралық сезімталдығы,

С;

R – жылу берудің жобалық кедергісі, м² *

C/Вт;

– топырақтың беткі жылу беру коэффициенті, м² *

C/Вт, мынадай формула бойынша қабылданады:

(27)

мұнда v – желдің жылдамдығы, м/с;

– топырақ үшін 1,2-ге, асфальт үшін 1,4-ге тең қабылданатын коэффициент;

– жылу беру кедергісінің жобалық мәніне талап етілетін нормативтік-техникалық құжаттаманың мәніне тең қатынаста, бірақ 0,85-тен аспай қабылданатын ақауы бар учаскені анықтауға жататын, жылу берудің салыстырмалы мәні.

124. Топырақтың беткі температурасын өлшеу стационарға жақын жылу беру режимінде жүргізіледі. Нақты режимнің стационарлықтан ауытқуы – осы Әдістемелік нұсқаулыққа 5-қосымшада келтірілген стационарлықтан жылу беру режимінің ауытқуын бағалау есебіне сәйкес бағаланады.

125. Атмосфералық жауын-шашын, тұман, түтін болмаған кезде өлшеу жүргізіледі. Зерттеп-қаралатын беткі қабат тікелей немесе шағылысатын күн сәулесі түсетін аймақта болмайды. Жердің радиациялық теңгерімінің өзгеруі ескеріледі, топырақтың беткі температурасын өлшеу Күн шыққанға дейін 2-3 сағат ішінде жүргізіледі.

126. Топырақтың бетін зерттеп-қарау кезінде жергілікті күрт өзгерістер, шөп жабыныңың, судың белгілері болмайды.

127. Өлшеу жүргізу кезінде аспаптар топырақтың беткі қабаты шолу бұрышынан кемінде 60 градуста тікелей көрінетіндей орнатылады.

128. Жылу трассасының үстіндегі топырақтың беткі қабатының температурасын өлшеуді жүргізу кезінде температура өрісіне көршілес инженерлік желілердің, ғимараттардың жылу берілетін жертөлелерінің, жылу камераларының әсері ескереледі.

2-параграф. Өлшеу жүргізу

129. Жылу трассаларының үстіндегі топырақтың беткі температурасын жылуға ден қойып өлшеу осы аспаптарды пайдалану жөніндегі инструкцияларға сәйкес жүргізіледі.

130. Топырақтың беткі температураларын жылуға ден қойып және пирометриялық өлшеу кезінде жылу желісіндегі су температурасының және қоршаған орта параметрлерінің де өзгеруі орын алады.

131. Өлшеу нәтижелері осы Әдістемелік нұсқаулыққа 4-қосымшаға сәйкес 6-кестеде келтірілген.

132. Жылу желісінің базалық учаскесіне жылу беру кедергісі натуралық өзгерістердің деректері бойынша немесе желі учаскесінің жобасы бойынша нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес айқындалады.

3-параграф. Нәтижелерді өңдеу

133. Нәтижелерді өңдеу – жылу трассасының үстіндегі топырақтың өлшенген, ең жоғары беткі температурасын осы учаске үшін топырақтың есептелген, ең жоғары беткі температурасымен салыстырудан тұрады.

134. Желінің осы учаскесі үшін жылу трассасының үстіндегі топырақтың ең жоғары есептелген беткі температурасы натуралық өзгерістер деректері бойынша немесе желі учаскесінің жобасы бойынша нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес айқындалады.

135. Топырақтың ең жоғары беткі температурасын есептеу дербес компьютерлер пайдаланыла отырып нормативтік әдіспен немесе жеңілдетілген әдіспен жүргізіледі.

136. Нәтижелерді өңдеу деректері осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаның 7-кестесіне сәйкес беріледі.

4-параграф. Жылу трассасының үстіндегі топырақтың ең жоғары беткі температурасын есептеу әдістемесі. Норматвитік әдіс

137. Жылу желісін арналық төсеген кезде жылу трассасының үстіндегі топырақтың ең жоғары беткі температурасын есептеу әдістемесі. Есептік шамаларды белгілеу осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 1-кестеде берілген.

Негізгі есептік тәуелділіктер:

1) беретін жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының негізгі қабатының термиялық кедергісі:

; (28)

2) беретін жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының қорғаныш жабынының термиялық кедергісі:

; (29)

3) берілетін жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясы бетінің термиялық кедергісі:

; (30)

4) кері жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының негізгі қабатының термиялық кедергісі:

; (31)

5) кері жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының қорғаныш жабынының термиялық кедергісі:

; (32)

6) кері жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының бетіндегі термиялық кдеергі:

; (33)

7) арнаның ішкі бетінің термиялық кедергісі:

; (34)

8) арна қабырғаларының термиялық кедергісі:

; (35)

9) топырақтың термиялық кедергісі:

; (36)

10) кері және беретін жылу құбырларының жылуды оқшаулау конструкцияларының жиынтық термиялық кедергісі:

R₁ = R_и1 + R_п1 + R_н1; R₂ = R_и2 + R_п2 + R_н2; (37)

11) арнадағы ауа температурасы:

_, (38)

мұнда R_к0 = R_пк + R_к + R_г;

12) кері және беретін жылу құбырларының жылу шығандары:

q₁ = (t₁ - t_к)/R₁, (39)

q₂ = (t₂ - t_к)/R₂; (40)

13) "x", "y" кординаталары бар кез келген нүктедегі температура мынадай формула бойынша есептеледі:

. (41)

138. Жылу желісін арнасыз төсеген кезде жылу трассасының үстіндегі топырақ бетінің ең жоғары температурасын есептеу әдістемесі.

Негізгі есептік тәуелділіктер:

1) беретін жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының негізгі қабатының термиялық кедергісі:

; (42)

2) беретін жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының қорғаныш жабынының термиялық кедергісі:

; (43)

3) кері жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының негізгі қабатының термиялық кедергісі:

; (44)

4) кері жылу құбырының жылуды оқшаулау конструкциясының қорғаныш жабынының термиялық кедергісі:

; (45)

5) топырақтың термиялық кедергісі:

; (46)

6) жылу құбырларының өзара әсер етуінінің термиялық кедергі факторы:

; (47)

7) кері және беретін жылу құбырларының жиынтық термиялық кедергісі:

R₁ = R_и1 + R_п1 + R_г; R₂ = R_и2 + R_п2 + R_г; (48)

8) кері және беретін жылу құбырларының жылу шығындары

, (49)

; (50)

9) х, у коэффициенттері бар температура өрісінің кез келген нүктесіндегі температура былайша айқындалады

_. (51)

139. Жылу трассасының үстіндегі топырақ бетінің ең жоғары температурасын есептеу әдістемесі:

1) Жылу желісі арналық төселген кезде жылу трассасының үстіндегі топырақ бетінің ең жоғары температурасын есептеу әдістемесі.

Арналы жылу құбырының үстіндегі топырақ бетінің ең жоғары температурасы, t_n,

С, мынадай формула бойынша айқындалады:

_, (52)

мұнда t_к – арнадағы ауа температурасы,

С, осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаның 3-кестесіне сәйкес, түзету коэффициенттері ескеріле отырып осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 2 және 3-суреттердегі графиктер бойынша айқындалады;

Bi –Био өлшемшарттары, Bi =

h₁/

_гр формуласы бойынша айқындалады,

мұнда

– топырақ бетіндегі жылу беру коэффициенті, Вт/(м² *

С), мынадай формула бойынша айқындалады:

(53)

мұнда v – топырақ бетіндегі желдің жылдамдығы м/с;

– 1,2 топырақ үшін, 1,4 асфальт үшін қабылданатын коэффициент;

h₁ – топырақ бетінен бастап арна бөгеуілінің ішкі бетіне дейінгі қашықтық;

_гр – топырақтың жылу өткізгіштік коэффициенті, Вт/(м *

С), ол топырақтың сипаттамаларына қарай осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 8-кесте бойынша қабылданады;

t₀ – сыртқы ауаның температурасы,

С.

Арналық жылу құбырының есептік схемасы, есептеудің оңайлатылған әдісі осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 1-суретте көрсетілген.

Қоршаған ортаның температурасы t₀ = 5

С, жылу құбырын салу осьінің тереңдігі h = 1,8 м, қалыңдығы

_дан = 0,06 м және

_гр = 1,5 Вт/(м * К) минерал мақта бұйымдарынан жасалған жылуды оқшаулау конструкциясы болған кезде, диаметрі d_н мен жылу жеткізгіштің температурасына

және

байланысты қос құбырлы жылу құбыржолы үшін арнадағы ауа температурасының есептік мәні t_к,

С.

Қоршаған ортаның температурасы t₀ = 5

С, жылу құбырын салу осьінің тереңдігі h = 1,8 м, топырақтың жылу өткізгіштік коэффициенті

_гр = 1,5 Вт/(м * К) болған және екі жылу құбырларында жылуды оқшаулау болмаған (бұзылған) кезде, диаметріне d_н, м және жылу жеткізгіштің температурасына

және

байланысты қос құбырлы жылу құбыржолы үшін арнадағы ауа температурасының есептік мәні t_к,

С;

2) жылу желісі арнасыз төселген кезде жылу трассасының үстіндегі топырақ бетінің ең жоғары температурасын есептеу әдістемесі.

Арнасыз жылу құбырының үстіндегі топырақ бетінің ең жоғары температурасы t_n,

С, мынадай формула бойынша айқындалады:

, (54)

мұнда t_из – құбырлардың сыртқы бетінің температурасы,

С, диаметрі d_n = d_m + 2

_из болатын жылуды оқшаулау, м, жылуды оқшаулау конструкциясының материалына қарай, осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 5, 6 және 7-суреттердегі құбырлардың сыртқы бетінде температураның таралу графигі бойынша, осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаның 4-кестесіне сәйкес қос құбырлы арнасыз жылу құбырының геометриялық сипаттамалары ескеріле отырып қабылданады;

Bi –Био өлшемшарттар, мынадай формула бойынша айқындалады Bi = ah₁/

_гр,

мұнда

– топырақ бетіндегі жылу беру коэффициенті, Вт/(м² *

С), мынадай формула бойынша айқындалады:

, (55)

мұнда v – топырақ бетіндегі желдің жылдамдығы м/с;

– 1,2 топырақ үшін, 1,4 асфальт үшін қабылданатын коэффициент;

h₁ – топырақтың беткі қабатынан диаметрі d_n = d_т + 2

_из, м болатын жылуды оқшаулаудың сыртқы бетіне дейінгі қашықтық;

_гр – топырақтың жылу өткізгіштік коэффициенті, Вт/(м *

С), осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 8-кесте бойынша қабылданатын топырақтың сипаттамаларына қарай;

t₀ – сыртқы ауа температурасы,

С.

Арнасыз жылу құбырының есептік схемасы, есептеудің оңайлатылған әдісі осы Әдістемелік нұсқаулықтарға 4-қосымшаға сәйкес 4-суретте көрсетілген.

Қоршаған ортаның температурасы t₀ = 5

С, жылу құбырын салу осьінің тереңдігі h = 1,5 м,

_дан = 0,06 м және

_гр = 1,5 Вт/(м * К) минерал мақта бұйымдарынан жасалған жылуды оқшаулау конструкциясы болған кезде, қос құбырлы арнасыз жылу құбырдолының диаметріне d_н, м және беретін жылу құбырындағы жылу жеткізгіштің температурасына t₁ қарай, диаметрі d_п = d_т + 2

_из, м жылуды оқшаулаудың сырты беті температурасының t_дан есептік мәні.

Қоршаған ортаның температурасы t₀ = 5

С, армопенобетоннан жасалған жылуды оқшаулау конструкциясының жылу құбырын салу осьінің тереңдігі h = 1,5 м және

_гр = 1,75 Вт/(м * К) болған кезде қос құбырлы арнасыз жылу құбыржолының диаметріне d_н, м және беретін құбырдың жылу жеткізгішінің температурасына қарай, диаметрі d_п = d_т + 2

_из, м жылуды оқшаулаудың t_дан,

С сыртқы бетіндегі температуралардың есептік мәні.

Қоршаған ортаның температурасы t₀ = 5

С,

_из= 0,08 м және

_гр = 1,75 Вт/(м * К) фенол пропластан жасалған жылуды оқшаулау конструкциясының, жылу құбырын салу осьінің тереңдігі h = 1,5 м болған кезде қос құбырлы арнасыз жылу құбыржолының диаметріне d_н, м және беретін құбырдың t₁ жылу жеткізгішінің температурасына қарай, диаметрі d_п = d_т + 2

_дан, м жылуды оқшаулаудың t_дан,

С сыртқы бетіндегі температуралардың есептік мәні.

Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-кесте

Негізгі құрылыс материалдары үшін e коэффициентінің мән

Материал	Температура, ( С)	Сәуле шашу қабілеті, (e)
Табақ темір:
жылтыр	38 - 200	0,28
күшті, тотықтың тегіс емес қабаты	24	0,8
тығыз, тотықтың жылтыр қабаты	24	0,82
құйма тілім, тегіс	28	0,8
дәнекерлейтінт темір, әлсіз тотыққан	20 - 200	0,84
Асбест	-	0,95
Қатырма	23	0,96
Қағаз	38	0,93 - 0,95
Гипс	21	0,903
Балшық	-	0,95
Қиыршық тас	-	0,95
Ағаш	-	0,9 - 0,95
Қыш	-	0,95
Қызыл кірпіш (қатардағы)	21	0,93
Рубероид	20,5	0,91
Майлы бояу	100	0,92 - 0,96
Шағылысатын бояу (ақ, крем тәріздес, түссіз)	100	0,79 - 0,84
Жылтыратылған мәрмәр	22	0,93
Тегіс шыны	22	0,85 - 0,94
Сылақ
Ірі әктас	10 - 88	0,91
Зерленген кәрлен	20	0,75 - 0,93
Зерленбеген кәрлен	20	0,9
цемент	-	0,54
Силикат кірпіш	20	0,66
бетон (тегіс плиталар)	-	0,63
бетон (құйма қабырғалар, өңделмеген)	-	0,55
битум	-	0,96
асфальт (жол жабыны)	-	0,9

2-кесте

Қоршау конструкциялардың ішкі беттеріне арналған

_в коэффициенті мәнінің кестесі

Қоршау конструкциялардың ішкіі беті	Жылу беру коэффициенті в, Вт/(м * С) ккал/(м * ч * С)
1. Көршілес қабырғалардың шекаралары арасында А қашықтығына қабырғалардың Н биіктігінің арақатынасы кезінде шығыңқы қабырғалары бар төбелер, тегіс төбелер, едендер, қабырғалар Н/А < 0,3	8,7 7,5
2. Н/А > 0,3 қатынасы кезінде шығыңқы қабырғалары бар төбелер	7,6 6,5

3-кесте

Қоршау конструкциялардың сыртқы беттеріне арналған

_н жылу беру коэффициенттері мәнінің кестесі

Қоршау конструкцияладың сыртқы беті	Қысқы жағдайларда жылу беру коэффициенті, aн
1. Солтүстік құрылыс-климаттық аймағында қоршалған қабырғалары жоқ салқын жертөлелер мен жолдардың жабындары, төсемдер, сыртқы қабырғалар.	23 20
2. Сыртқы ауамен қатынасатын салқын жертөлелердің жабындары; Солтүстік құрылыс-климаттық аймағында салқын қабаттар мен қоршау қабырғалары бар жертөлелердің жабындары.	17 15
3. Қабырғаларында жарық ойықтары бар жылытылмайтын жертөлелер мен шатыр жабындары.	12 10
4. Жер деңгейінен жоғары орналасқан қабырғаларында жарық ойықтары жоқ жылытылмайтын жертөлелердің үстіндегі және жер деңгейінен төмен орналасқан жылытылмайтын техникалық жертөлелердің жабындары.	6 5

1-сурет. Жылу шығындары жоғары қоршау конструкциялардың термограммалары

2-сурет. Терезе ойықтары жоқ ғимараттың панел қабырғасының термограммасы. Сол жақ бөлігінде панельаралық жіктер арқылы ауа кіретін жер көрініп тұр. (плюс 5,2

С температурасына сәйкес келеді).

3-сурет. Терезе ойықтары жоқ ғимараттың панель қабырғасының термограммасы. Минус 3

С температурасы бар учаске базалық ретінде қабылдануы мүмкін.

4-сурет. Жылу шығындары жоғары ғимарат қабырғасының учаскесі. (Минус 11

С изотерма шекрасыв деп есептелген жөн ).

5-сурет. Шағын қабатты кірпіш ғимараттың термограммасы. Жоғары бөлігінде жылу шығындары жоғары участок. Температурасы минус 14,8

С қабырғаның фрагменті мұнда базалық ретінде қабылданған.

6-сурет. 9 қабатты ғимараттың шеткі қабырғасы. Беті t = минус 0,4

С, базалық учаске ретінде қабылдауға болады. Ғимараттың ортасындағы қызыл жолақ жылудың шағылысуынан туындаған.

7-сурет. Қоршау конструкциялардың термограммасы

Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-сурет. Беткі қабаттың сәуле шашу коэффициентіне арналған номорамма

С = 2,67 Вт/(м * К)

Суреттің іші: Жылу ағыны

Қоршаған ортаның ау температурасы

Жылумен оқшаулау бетінің температурасы

2-сурет. Беткі қабаттың сәуле шашу коэффициентіне арналған номограмма

С = 4,88 Вт/(м * К)

Суреттің іші: Жылу ағыны

Қоршаған ортаның ау температурасы

Жылумен оқшаулау бетінің температурасы

3-сурет. Қазандықтың жылыту бетіндегі құбырлардың термограммасы

Суреттің іші: Қалыпты құбыр

Бітелген құбыр.

4-сурет. Қазандық қаптамасының бұзылуы (жарылуы) (аспаптық бірліктерде шәкілді калибрлеу).

5-сурет. Ақ-қара бейнедегі сол сурет (аспаптық бірліктерде шәкілді калибрлеу).

6-сурет. Жылу шығыны жоғары бу құбырының участогы.

1-кесте

Ауаның есептік температурасы t_в = 25

С болған кездегі үй-жайлар ішінде оқшауланған беткі қабаттардың жылу шығындарының нормасы

Ауаның есептік температурасы tв = 25 С болған кездегі үй-жайлар ішінде оқшауланған беткі қабаттардың жылу шығындарының нормалары
Сыртқы диаметр, мм	Жылу жеткізгіш температурасында С жылу шығындары (Вт/м)
	50	75	100	125	150	160	200	225	250	300	350	360	400	410	450	500	510	540	550	570	600	610	650
10	7	12	16	22	27	29	37	42	48	59	72	74	84	86	98	111	114	123	125	131	140	144	155
20	8	15	21	27	33	35	45	52	58	72	87	90	102	105	118	133	137	148	150	158	168	173	186
32	11	18	26	33	40	42	53	60	68	84	101	104	118	122	135	154	158	170	173	181	193	198	213
48	13	22	30	38	46	49	62	70	79	97	117	120	135	140	155	178	180	193	198	206	220	226	242
57	14	23	33	41	49	52	66	76	84	102	124	128	144	149	165	187	192	206	209	219	233	240	257
76	16	27	37	47	56	59	75	85	94	115	138	143	162	166	184	204	211	229	234	245	260	263	283
89	17	29	40	50	60	64	80	91	101	123	149	153	172	178	197	221	227	243	247	259	274	282	302
108	21	33	44	56	66	71	88	100	111	134	162	166	187	193	213	240	247	263	268	279	297	304	325
133	24	37	50	63	74	79	99	111	122	150	179	184	206	212	234	263	270	287	293	306	332	332	355
159	27	42	56	69	83	87	108	121	135	165	195	200	225	231	254	287	295	312	318	332	355	362	390
194	32	49	64	78	93	98	121	136	150	185	216	222	249	255	284	315	322	343	349	364	385	394	420
219	36	53	70	85	100	106	130	145	161	197	231	237	264	272	299	334	342	364	371	386	407	418	445
273	42	59	79	97	113	119	145	163	179	216	252	259	289	297	326	363	372	395	401	419	440	448	477
325	50	72	91	108	128	135	163	183	199	235	273	280	316	325	359	400	409	435	441	459	484	496	528
377	57	77	100	122	141	151	181	201	220	259	298	305	342	353	393	436	445	472	480	499	525	540	573
426	65	85	104	125	148	157	192	215	238	285	328	337	378	389	425	469	481	508	517	536	566	577	614
478	70	97	121	150	170	181	218	241	265	312	361	369	408	420	456	505	517	545	553	576	607	614	660
530	82	107	133	160	184	195	234	261	283	336	387	396	441	448	489	542	551	583	592	615	646	663	701
630	94	120	148	177	204	215	260	290	318	374	430	440	501	513	558	615	627	660	671	694	727	740	782
720	97	132	166	197	228	240	292	325	356	424	490	502	548	564	614	675	689	725	736	761	795	810	856
820	100	137	175	213	250	267	326	365	402	475	550	562	618	631	687	754	769	807	820	845	885	897	950
920	104	145	190	234	276	293	360	404	445	528	610	625	690	705	772	852	869	920	932	965	1010	1030	1090
1020	140	183	225	270	314	332	404	445	488	573	659	677	745	763	830	914	932	982	1000	1030	1080	1100	1160
1220	194	240	285	330	375	394	467	515	559	650	743	760	840	860	935	1030	1050	1110	1130	1160	1220	1240	1310
1420	240	297	347	397	446	465	548	600	650	754	858	883	970	990	1080	1190	1220	1280	1310	1350	1420	1440	1530
1620	270	325	380	440	495	520	612	673	730	850	965	990	1080	1110	1200	1320	1340	1410	1440	1490	1560	1580	1680
1820	300	360	425	487	550	577	675	737	800	930	1050	1080	1180	1200	1310	1430	1450	1530	1550	1600	1680	1710	1800
2020	330	400	470	539	605	633	738	806	880	1020	1150	1180	1280	1310	1420	1550	1580	1660	1690	1740	1820	1850	1960
Плоская стенка*	32	42	52	63	76	85	98	109	120	138	156	160	175	178	194	210	214	223	227	235	245	248	262
*Тегіс қабырғадағы жылу шығандары Вт/м2 келтірілген

2-кесте

Ауаның есептік температурасы t_в = 5

С болған кездегі ашық ауада оқшауланған беткі қабаттардың жылу шығынының нормалары

Ауаның есептік температурасы tв = 5 С болған кездегі ашық ауада оқшауланған беткі қабаттардың жылу шығыныңың нормалары
Сыртқы диаметр, мм	Жылу жеткізгіш температурасында С жылу шығындары (Вт/м)
	50	75	100	125	150	160	200	225	250	300	350	360	400	410	450	500	510	540	550	570	600	610	650
10	11	16	23	28	33	35	45	50	55	66	76	79	89	91	100	110	111	118	120	124	130	132	140
20	13	21	27	34	40	43	53	60	67	81	93	96	107	110	120	133	136	144	146	151	159	161	172
32	16	23	31	38	46	50	62	70	78	92	109	112	125	128	140	155	158	167	170	176	185	190	200
48	20	30	38	46	55	59	73	82	91	109	126	130	144	148	162	179	183	193	197	204	215	218	231
57	21	32	42	51	60	64	78	88	97	116	135	138	154	156	172	191	195	206	210	217	228	232	246
76	24	34	45	56	67	70	87	98	109	129	151	155	172	176	193	215	219	231	235	244	257	260	277
89	27	40	51	62	73	77	94	106	117	139	161	166	183	187	206	229	233	247	251	260	273	278	296
108	30	43	54	68	80	84	103	115	127	151	175	180	200	204	223	247	252	266	272	280	295	300	318
133	36	50	64	77	90	95	115	124	141	168	194	199	220	225	246	273	277	294	299	309	325	330	350
159	40	52	65	83	98	103	125	140	154	182	212	218	240	245	269	300	304	320	326	338	355	361	385
194	46	63	78	94	110	115	141	157	172	203	234	241	265	270	297	328	335	355	360	374	392	400	424
219	52	69	85	102	119	125	150	167	183	216	250	257	283	289	316	350	356	377	383	363	417	424	450
273	57	76	93	111	130	136	165	183	202	238	274	281	310	313	347	383	390	413	420	435	457	465	494
325	65	85	105	125	146	154	185	205	226	266	305	313	345	353	385	425	434	458	466	482	507	514	547
377	70	94	115	137	159	166	200	223	245	289	333	341	378	385	422	467	475	503	511	530	557	565	600
426	77	102	125	149	172	181	219	243	267	314	362	372	409	420	460	508	518	541	556	575	604	615	653
478	90	115	140	165	190	200	241	266	291	341	391	400	440	450	491	543	552	583	592	613	643	653	693
530	95	122	150	178	205	216	260	287	315	370	424	435	478	489	531	585	596	627	638	660	691	702	744
630	108	140	170	203	233	246	296	332	357	419	481	494	543	555	605	666	678	714	726	750	787	799	848
720	121	155	188	222	257	270	323	357	390	457	523	536	589	602	655	720	733	772	785	811	850	863	913
820	143	182	220	257	296	310	372	417	447	522	597	611	670	682	744	817	832	875	890	918	962	976	1030
920	165	205	246	290	332	348	415	466	500	585	671	688	756	775	842	926	943	995	1010	1040	1090	1110	1170
1020	190	238	282	330	375	393	467	524	561	655	750	767	841	860	936	1030	1050	1110	1110	1160	1220	1240	1310
1220	216	272	325	382	434	455	542	595	652	761	871	894	983	1000	1080	1190	1210	1270	1290	1330	1390	1410	1490
1420	234	292	351	410	467	490	584	643	701	816	931	954	1050	1070	1150	1270	1290	1360	1380	1420	1490	1510	1600
1620	273	335	395	455	517	540	638	695	757	877	995	1020	1110	1130	1230	1340	1360	1440	1460	1500	1570	1590	1680
1820	313	377	444	508	574	598	702	766	831	958	1080	1110	1200	1230	1330	1450	1417	1540	1570	1610	1680	1710	1810
2020	331	400	474	543	613	640	751	824	891	1030	1170	1200	1300	1330	1440	1570	1600	1680	1710	1760	1850	1880	1980
Плоская стенка*	38	49	58	69	80	83	100	110	120	138	157	160	175	178	192	209	213	223	227	233	243	247	260
*Тегіс қабырғадағы жылу шығандары Вт/м2 келтірілген

Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1-кесте

Темір-бетон құбырдың діңіндегі ақаулардың сипаттамасы

Атауы	Сипаттамасы	Жылуға ден қойғыштың экранындағы жылу өрісінің түрі, (ажыратылған құбыр	Жылуға ден қойғыштың экранындағы жылу өрісінің түрі, (артық қысымы бар құбыр)	Визуальды көрініс
1	2	3	4	5
Конденсаттың ағуы	ылғалды сүзу іздері	қараңғы участок	қараңғы участок	Конденсат іздері
Ақауы бар жік	тесіктері ірі бетондау жіктері, бетон мен қабыршық	көлденең қараңғы сызық	көлденең жарық сызық	бетонның қирау іздері
Қираған жік	бетонның қирау белгілері, тесіктері бар бетондау жіктері,	көлденең қараңғы сызық	көлденең жарық сызық	бетонның қирау іздері
Жалаңашталған иілмеген арматура	Арматураның бетке шығып қалуы	Біртекті емес температура өрісі	Біртекті емес температура өрісі	Арматура түрі, тік және көлденең стрежендер санын бағалау
Жалаңашталған иілген арматура	Діңінде ақау болған кезде арматураның бетке шығып қалуы	Біртекті емес қараңғы температура өрісі	Біртекті емес жарық температура өрісі	Арматура түрі, тік және көлденең стержендер санын және олардың майысуын бағалау
Қабыршақтану	Бетон бетінің болмашы бұзылуы	Қараңғы жаққа температура өрісінің болмашы өзгеруі	Жарық жаққа температура өрісінің болмашы өзгеруі	Қабыршақтанудың, саңылаулардың болуы
Бетонның қорғаныш қабатының бұзылуы	Арматураларды жалаңаштамай бетонның беткі қабатының бұзылуы	Қараңғы жаққа температура өрісінің өзгеруі	Жаық жаққа температура өрісінің өзгеруі	Қорғаныш қабатының бұзылуы
Бетонның қорғаныш қабатының үгітілуі	Бетон бетінің бұзылуы немесе арматуралары жалаңаштанып бетонның қирауы	Қараңғы участок	Жарық участок	Тік және көлденең стержендер санын бағалау
Тесіп өтіп бұзылуы	Құбыр діңі қабырғаларының бүкіл қалыңдығының бұзылуы	Қараңғы сызық	Жарық сызық	Бұзылу шамасын бағалау
Жарық	Қабырға бетіндегі жарық	Қараңғы сызық	Жарық сызық	Жарықтың ашылу енін бағалау
Түк басқан жарық	Болмашы ашылған түк басқан жарық	Температура өрісінің қараңғы жаққа болмашы өзгеруі	Температура өрісінің жарық жаққа болмашы өзгеруі	Түк басқан жарық алып жатқан жердің шамасын бағалау
Тірек діңнің қатты бұзылуы	Арматура орналасқан жерге өтіп, дің қабырғасының бұзылуы	Бұзылу тереңдігіне қарай: қараңғы не жарық учасок	Бұзылудың тереңдігіне қарай: қараңғы не жарық участок	Бұзылу шамасы мен тігінен және көлденеңінен ақауы бар стержендер санының шамасын бағалау
Қаптаманың газдың өтуіне қарсылығын төмендету	Құрылыс ақауы	Қараңғы участок	Қараңғы участок	байқалмайды
Дің мен қаптама арасындағы жікте жылумен оқшаулаудың болмауы	Құрылыс ақауы	Жарық участок	Жарық участок	байқалмайды
Күл шөгінділері	-	Қараңғы участок	-	-

2-кесте

Металды түтік құбыр діңіндегі ақаулардың сипаттамасы

Атауы	Сипаттамасы	Жылуға ден қойғыштың экранындағы жылу өрісінің түрі	Жылуға ден қойғыштың экранындағы жылу өрісінің түрі, артық қысымы бар құбыр	Визуальды көрініс
1	2	3	4	5
Тесіп өтіп бұзылуы	Дің қабырғасының бүкіл қалыңдығының коррозиядан бұзылуы	Қараңғы сызық	Жарық сызық	Бұзылу шамасын бағалау
Бұзатын жік	Дәнекерленген жік, коррозиядан бұзылады	Температура өрісінің қараңғы жаққа өзгеруі	Температура өрісінің жарық жаққа өзгеруі	Коррозия шмасы мен алаңын бағалау
Ішінара коррозия	Дің бетінде ішінара коррозия жайылған жер	Температура өрісінің әртүрлі өзгеруі	Температура өрісінің әртүрлі өзгеруі	Коррозия жайылған жерді бағалау
Түгел коррозия басу	Түгел коррозия басқан жер	Температура өрісінің осы салада өзгеруі	Температура өрісінің осы салада өзгеруі	Коррозия жайылған жердің шамасын бағалау

1-сурет. Түтін құбырын жылуға ден қойып түсіру схемасы

Суреттің іші: түсіру нүктесі 1, 2, 3 құбыр

2-сурет. Темір-бетонды түтін құбырының жоғары бөлігінің фрагменті.

Н = 180 м.

Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

1-кесте

Есептік шамаларды белгілеу

№	Физикалық шама	Есептеп белгілеу	Өлшем бірлігі
1	Топырақ бетінен ауаға жылу беру коэффициенті	a	Вт/(м2 * К)
2	Жылумен оқшаулаудың сыртқы бетінен топырақтың беткі қабатының арнасындағы ауаға жылу беру коэффициенті	aн	Вт/(м2 * К)
3	Ауадан арнаның ішкі бетіне жылу беру коэффициенті	aк	Вт/(м2 * К)
4	Жылумен оқшаулаудың жылу өткізгіштік коэффициенті, мұнда - жылу оқшаулауыш қабаттың орташа температурасы, С	lиз = а + b	Вт/(м * К)
5	Коэффициент	"а"	-
6	Коэффициент	"b"	-
7	Топырақтың жылу өткізгіштік коэффициенті	lгр	Вт/(м * К)
8	Арна қабырғаларының жылу өткізгіштік коэффициенті	-
9	Жылумен оқшаулау конструкциясының жылу өткізгіштік коэффициенті	-
10	Беретін жылу құбырының жылумен оқшаулау қабатының қалыңдығы	dиз	м
11	Кері жылу құбырының жылумен оқшаулау қабатының қалыңдығы	-	м
12	Жылумен оқшаулау конструкциясының жабын қабатының қалыңдығы	-	м
13	Арна қабырғаларының қалыңдығы	-	м
14	Жылу құбырын салу осьінің тереңдігі	-	м
15	Арналық жылу құбыры арнасының ені	-	м
16	Арнаның биіктігі, құбырлар осьтері арасындағы қашықтық	b, b'	м
17	Құбырлардың сыртқы диаметрі	dн	м
18	Беретін жылу құбырындағы жылу жеткізгіштің температурасы	t1	С
19	Кері жылу құбырындағыдай	t2	С
20	Сыртқы ауаның температурасы	t0	С
21	Арнадағы ауа температурасы	tk	С
22	Жылу құбырының үстіндегі топырақ бетінің температурасы	tn	С
23	Жылу шығындарының жиынтығы	-	Вт/м
24	Беретін жылу құбырының жылу шығындары	-	Вт/м
25	Кері жылу құбырының жылу шығындары	-	Вт/м
26	Нысан коэффициенті	к	-
27	Арналық жылу құбыры арнасының балаиалы диаметрі	dэ	-
28	Жылу құбырының жұмыс істеу аймағы	-	-
29	Есептеу нәтижелерін тұжырымдау нысаны	-	-
30	Есептеулердің дәлдігі	-	-
31	Жылу құбыры қолданылатын аймақтар үзіктерінің саны	-	-
32	Жергілікті жылу шығындары	-	Вт/м
34	Ағымдағы координата х	-	-
35	Топырақ беті мен сыртқы ауа температурасының айырмашылығы	-	-

1-сурет. Арналық жылу құбырының есептік схемасы.

Есептеудің оңайлатылған әдісі

2-кесте

Қос құбырлы арналық жылу құбырының геометриялық сипаттамалары

сыртқы диаметр, dн, м	Арнаның ішкі көлемі		Арнаның баламалы диаметрі, м	а/b	Арнаның биіктігіне жылу құбырын салу осьі тереңдігі арақатынасының шамасы, h/b, при h равной, м
	ені, а, м	биіктігі, b, м			1,5	1,8	2,0	2,5
0,159	0,90	0,45	0,96	2,0	3,30	4,00	4,45	5,60
0,219	1,20	0,60	1,15	2,0	2,50	3,00	3,30	4,20
0,273	1,20	0,60	1,15	2,0	2,50	3,00	3,30	4,20
0,325	1,50	0,90	1,53	1,7	1,70	2,00	2,20	2,80
0,426	1,50	0,90	1,53	1,7	1,70	2,00	2,20	2,80
0,530	2,10	0,90	1,91	2,3	1,70	2,00	2,20	2,80
0,720	2,10	1,20	2,10	1,7	1,25	1,50	1,80	2,10
0,820	3,00	1,20	2,67	2,5	1,25	1,50	1,70	2,10
1,020	3,60	1,80	3,42	2,0	0,80	1,00	1,15	1,40

3-кесте

Қоршаған ортаның орташа температурасына байланысты t_к мәндерге түзету коэффициенттері

сыртқы диаметр, dн, м	Қоршаған ортаның орташа температурасына байланысты tк мәндеріне коэффициенттер t0
	t0 = 0 С	t0 = 5 С	t0 = 10 С
0,032 - 0,089	0,83	1,0	1,20
1,108 - 0,159	0,87	1,0	1,15
0,219 - 0,325	0,91	1,0	1,10
0,426 - 0,530	0,95	1,0	1,05
0,720 - 1,020	0,97	1,0	1,03

1 - t₁ = 100

С, t₂ = 50

С

2 - t₁ = 80

С, t₂ = 40

С

3 - t₁ = 50

С, t₂ = 30

С

2-сурет. Түзету коэффициенттері ескеріле отырып, арнадағы ауа температурасы.

1 - t₁ = 100

С, t₂ = 50

С

2 - t₁ = 80

С, t₂ = 40

С

3 - t₁ = 50

С, t₂ = 30

С

3-сурет. Түзету коэффициенттері ескеріле отырып, арнадағы ауа температурасы.

4-сурет. Арнасыз жылу құбырының есептік схемасы. Оңайлатылған есептеу әдісі.

4-кесте

Қос құбырлы арнасыз жылу құбырының геометриялық сипаттамалары

Сыртқы диаметр, dн, м	Нысан коэффициенті , K	Баламалы диаметр dт, dт = Kdн	Жылумен оқшаулаудың сыртқы бетінің диаметрі, жылумен оқшаулаудың қалыңдығы dн = dт + 2 из, м болған кезде, из, м
			0,04	0,06	0,08	0,10
0,108	1,8	0,194	0,274	0,314	0,354	0,394
0,219	1,6	0,350	0,430	0,470	0,510	0,550
0,325	1,6	0,520	0,600	0,640	0,680	0,720
0,426	1,35	0,575	0,655	0,695	0,735	0,775
0,530	1,35	0,715	0,795	0,835	0,875	0,915

1 - t₁ = 100

С

2 - t₁ = 80

С

3 - t₁ = 50

С

5-сурет. Құбырлардың сыртқы бетінде температураның таралу графигі

1 - t₁ = 100

С

2 - t₁ = 80

С

3 - t₁ = 50

С

6-сурет. Құбырлардың сыртқы бетінде температураның таралу графигі

1 - t₁ = 100

С

2 - t₁ = 80

С

3 - t₁ = 50

С

7-сурет. Құбырлардың сыртқы бетінде температураның таралу графигі

5-кесте

Жылу желісі участогының орналасқан жері сипаттамасы

№ п/п

Датасы, уақыты

Құбырлардың сыртқы диаметрі, м

Төсеніштер сипаттамалары

Жылумен оқшаулау конструкциясының сипаттамасы. Құбырларды салу осьінің тереңдігі

, м

Топырақтың сипаттамасы

Ескертпе

Негізгі қабат

Жабынды қабат

Ені, м

Биіктігі, м

Құбырлардың осьтері арасындағы қашықтық, м

Материалы

Қалыңдығы, м

Жылу өткізгіштік коэффициенті, Вт/(м * С)

Материалы

Қалыңдығы, м

Жылу өткізгіштік коэффициенті, (Вт/м * С)

Құрамы

Жылу өткізгіштік коэффициенті, Вт/(м * С)

6-кесте

Өлшемдерді жасу журналы

Участоктың нөмірі	Участоктың орналасқан жері	Датасы, уақыты	Жылу желісінің беретін арнасындағы судың температурасы	Жылу желісінің	Сыртқы ауаның температурасы, С	Желдің жылдамдығы, м/с	Жылу трассасының үстіндегі топырақтың беткі қабатының ең жоғары температурасы, С	ескертпе

7-кесте

Бақылау нәтижелері

Участоктың нөмірі	Участоктың орналасқан жері	Жылу трассасының үстіндегі топырақтың беткі қабатының ең жоғары, өлшенген температурасы, С	Жылу трассасының үстіндегі топырақ бетінің есептік ең жоғары температурасы С				Зерттеп-қаралатын участоктың жай-күйі туралы қорытынды
			Пайдаланудың қалыпты режимі	Болмауы (бұзылуы)	Беретін жылу желісінен желілік судың төсемін су басу	Беретін жылу құбырынан желілік судың төсемін су басуы және топырақты ылғалдандыру
1	2	3	4	5	6	7	8

8-кесте

Топырақтың жылу өткізгіштік коэффициенті

Топырақ түрі	Топырақтың орташа тығыздығы, кг/м3	Ылғалдық дәрежесі	Жылу өткізгіштік коэффициенті, Вт/(м * С)
1	2	3	4
Құмды	1480	Ылғалды	0,86
	1600	Ылғалды	1,11
	1600	Ылғалды	1,92
	1600	Сумен қаныққан	1,92
Сазды	1100	Дымқыл	0,71
	1100	Ылғалды	0,9
	1200	Дымқыл	0,83
	1200	Ылғалды	1,04
	1300	Дымқыл	0,98
	1300	Ылғалды	1,2
	1400	Дымқыл	1,12
	1400	Ылғалды	1,36
	1400	Ылғалды	1,63
	1500	Дымқыл	1,27
	1500	Ылғалды	1,56
	1500	Ылғалды	1,86
	1600	Дымқыл	1,45
	1600	Ылғалды	1,78
	2000	Дымқыл	1,75
	2000	Ылғалды	2,56
	2000	Ылғалды	2,68
Балшықты	1000 1100 1100 1100 1200 1200 1200 1200 1300 1300 1300 1500 1500 1500 1600 1600 1600	Дымқыл Дымқыл Ылғалды Сумен қаныққан Дымқыл Дымқыл Ылғалды Сумен қаныққан Дымқыл Ылғалды Сумен қаныққан Дымқыл Ылғалды Сумен қаныққан Дымқыл Ылғалды Ылғалды	0,4 0,69 0,94 1,0 0,58 0,85 1,18 1,5 0,72 1,08 1,66 1,0 1,46 2,0 1,13 1,93 1,93

8-сурет. Оқшаулауы бұзылған жерасты жылу трассасының участогы.

9-сурет. Ақаулары жоқ жылу трассасының участогы.

10-сурет. Жерасты жылу трассасының су басқан участогы (тікұшақтан түсірілген).

11-сурет. Оқшаулауы бұзылған жерасты төсенішінің жылу трассасы участогы (тікұшақтан түсірілген).

Жылу электр станцияларының жылу механикалық жабдықтарының инфра-қызыл диагностикасы жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 5-қосымша

Жылу беру режимінің стационарлықтан ауытқуы

1. Жылу беру режимінің стационарлықтан ауытқуын бағалау жылу берудің салыстырмалы кедергісін айқындауда жол берілетін қателік өлшемшарты бойынша жүргізіледі, ол 15 пайыздан аспауға тиіс.

2. Бағалау жылу желісіндегі су температурасының өзгеруі туралы деректерді, жылу құбыры конструкциясының жылу физикалық сипаттамалары туралы деректерді және төсемдерді ықтимал бұзушылықтадың жылу физикалық сипаттамалары туралы деректерді пайдалана отырып жүргізіледі.

3. Жылу желісіндегі су температурасын байқау кезеңінде тәуліктердегі ең аз ұзақтық z₀ мынадай формула бойынша айқындалады:

(1)

мұнда D – есептеу кезінде алынған мәнді бүтін санға дейін үлкейту жағына дөңгелете отырып, 1 тәулікке тең қабылданатын су температурасының ауытқуы кезеңінде жылу құбырының құрылыстық және жылуды оқшаулау конструкцияларының жылу инерциясы.

4. Жылудың таралу процесінің стационарлық болмауына байланысты, жылу берудің салыстырмалы кедергісін айқындаудағы салыстырмалы жүйелі қателіктің ең жоғары мәнін бағалау

R_c мынадай формула бойынша жүргізіледі:

(2)

мұнда

_ср, t₀ – тиісінше желілік судың және сыртқы ауаның бақылау кезеңіндегі орташа тәуліктік температурасының вариациясы,

С;

z₀, z₁ – осы қосымшамынң формуласындағыдай (1) ;

– алдын ала байқау кезеңіндегі желілік судың орташа тәуліктік температураларының ең жоғары мәндерінің арасындағы айырмашылық ретінде айқындалатын, желілік судың орташа тәуліктік температураларының вариациясы,

С;

А – желілік су температураларының ең жоғары және орташа тәуліктік мәндері арасындағы айырмашылық ретінде айқындалатын, жылуға ден қойып бақылау қарсаңында желілік су температурасының тәуліктік ауытқу амплитудасы,

С;

R_d, R_д – нормативтік-техникалық құжаттама бойынша есептелетін, тиісінше жылу желісінің базалық участогы мен жылумен оқшаулауда бұзышулықтары бар участоктың жылу беру кедергісі, м² * ^оС/Вт;

_d,

_д – нормативтік-техникалық құжаттама бойынша есептелетін, тиісінше базалық участок пен жылумен оқшаулауда бұзышулықтары бар участоктың жылу трассасының үстіндегі топырақтың беткі қабатының температурасының ауытқу амплитудасына қатысты желілік су температурасының ауытқу амплитудасының өшуі;

– нормативтік-техникалық құжаттама бойынша қабылданатын топырақтың беткі қабатының жылу беру коэффициенті, Вт/(м² *

С).

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 17-қосымша

Жылу электр станцияларындағы азот шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларындағы азот шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және монтаждаудан немесе күрделі жөндеуден кейін Электролизді қондырғыны (бұдан әрі – ЭҚ) іске қосу кезінде аппараттар мен құбырларды азотпен үрлеу үшін пайдаланылатын азоттың шығыс нормативін айқындауға арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) сутекті (электролизді) қондырғы – сутегін және көміртегін алуға, сондай-ақ оларды бір-бірінен, электролиттен және ылғалдан ажыратуға, реттеу процесінің жүйелерін қамтамасыз етуге арналған, электролизер негізіндегі бірнеше аппараттар мен қондырғылардың жиынтығынан тұратын агрегатты қондырғы және құбырлы бекіткіш;

2) ресивер – ең бастысы, пульстелген беруден және үзілмелі шығыстан туындайтын қысымның ауытқуын реттеуге арналған газдың немесе будың жинақталуына арналған сауыт;

3) инертті газ – s және p қабығы толық толтырылған, ҮІІІ тобының басты кіші тобының инертті немесе бағалы газдары, химиялық элементтері.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. ЭҚ-ны іске қосу кезінде аппараттар мен құбырларды азотпен үрлеу монтаждаудан немесе күрделі жөндеуден кейін жүргізіледі.

4. ЭҚ-ны іске қосар алдында азотпен үрлеу электролизді қондырғының аппараттары мен құбырларында ауасы бар сутектің жарылғыш қауіпті қоспасының түзілуін болғызбау үшін жүргізіледі. Үрлеу үшін құрамында 2,5% аспайтын оттегі бар азот қолданылады.

5. Қосылатын элеткролизерде үрлеу схемасы жасалып, жүйеден ауаны шығару вентильдері ашылады, 0,2 – 0,5 мега Паскаль (бұдан әрі – МПа) рампасында азоттың қысымы белгіленеді және үрленетін газда азоттың құрамы кемінде 97 пайыз болғанша жүйе үрленіп отырады.

6. Үрлеу процесінде аппараттардағы қысым 0,02 – 0,05 МПа шегінде ұсталады.

7. Аппараттар мен құбырларды үрлеу аяқталғаннан кейін импульсты құбырлар, өлшеу құралдары үрленіп, азотты беру тоқтатылады, қондырғы схемасында вентильдер жабылып, үрлеу кезінде ашылады.

8. Ауаны көмірқышқыл газымен ығыстыру үрленетін газдағы көмірқышқыл газының құрамы кемінде 85% болғанша жүргізіліп, ауаны азотпен ығыстыру - үрленетін газдағы азоттың құрамы кемінде 97% болғанша жүреді.

9. ЭҚ жұмысын химиялық бақылау көлемі мен кезеңділігі осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаның 1-кестеміне сәйкес келтірілген.

10. Аппараттар мен құбырлар іске қосар алдында және сөндіргеннен кейін 97,5% төмен болмайтындай жиілікпен азотпен үрленеді;

11. Азотты баллондарда пайдалану кезінде оны талдау жүргізіледі.

12. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына және "Мемлекетаралық стандарт. Газ тәріздес және сұйық азот. Техникалық шарттар" 9293-74 МЕМСТ сәйкес, ЭҚ ресиверлері азотпен немесе көмірқышқыл газымен үрленеді. Ішкі қарап-тексеру кезінде бір ресивер немесе ресиверлер тобы сутегін жою үшін көмірқышқыл газымен немесе азотпен үрленеді, бекіткіш құрылғылар және фланец шегінен шығып тұратын артқы ілмектері бар металл тығын арқылы басқа ресиверлер тобынан ажыратылады және содан кейін таза ауамен үрленеді.

13. Ресиверлерді инертті газбен, ауамен және сутегімен үрлеу осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 2-кестеде көрсетілгендей ресиверлерде компонеттер концентрациясына жеткенге дейін жүргізіледі.

14. Азоттың шығыс нормалары жинақталған тәжірибе мен жүргізілген сынақтар ескеріле отырып, ЭҚ қондырғысын дайындаушы зауыттардың экспериментальды жолымен айқындалған және осы Әдістемеге қосымшаның 3-кестесінде ұсынылған.

2-тарау. ЭҚ жұмысы кезіндегі қауіпсіздік техникасы

15. ЭҚ-ға қызмет көрсетумен айналысатын персонал Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) Электр станциялары мен жылу желілерінің жылу механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасының қағидаларына сәйкесқауіпсіздік техникасы талаптарын орындайды.

16. Жарылыстар мен өрттерді болғызбау:

1) ЭҚ үй-жайында ашық отта жұмыс істеу қондырғы сөндіріліп, ауада сутегінің жоқтығына талдау жүргізілгеннен кейін және үй-жайдың үзіліссіз желдетіп отырылуы қамтамасыз етілген соң жүргізіледі;

2) қатып тұрған құбырлар мен вентильдер бумен немесе ыстық сумен ғана жылытылады. Отты пайдалануға рұқсат етілмейді. Жалғанған жерлерден газдың шығуы сабын езіндісімен немесе арнайы тесік іздеушінің көмегімен айқындалады;

3) ЭҚ үй-жайы мен ресиверлер маңында темекі шегуге, ашық отты пайдлануға, электр жылытқыш аспаптарын және көшпелі лампаларды қолдануға рұқсат етілмейді.

Қарап-тексеру және жөндеу уақытында аппараттарға ішкі жарық беру үшін көшпелі шамдарды, жарылыс қаупі бар орындауларда 12 В аспайтын кернеуде қорғаныш металл қабырғалары бар шамдар пайдаланылады;

4) ЭҚ үй-жайында немесе ресивер маңында өрт туындаған кезде - электролизерлер дереу сөндіріліп, өрт командасы шақырылады, ресиверлерге сутегін беру тоқтатылады, ЭҚ аппараттарында қысым азатылады және оларға азот беріледі;

5) тығыз емес жерлерде сутегі шығып кеткен жағдайда және ол тұтанып кетсе жалынға асбестті мата жабылып, қондырғы сөндіріледі және азотпен үрленеді;

6) ЭҚ үй-жайында плакаттар ілінеді - ЭҚ үй-жайының есіктерінде "Сутегі, отпен кіруге болмайды", ЭҚ үй-жайында "Сутегі, от қауіпті", сутек ресиверлерінде жазба жасылады: "Сутегі, от қауіпті";

7) ЭҚ-да өрт сөндіру құралдары болады - қөмірқышқылды өрт сөндіргіштер, азот, асбестті мата. Азоттың тиісуге болматын қорын (үш баллон) авариялық жағдайларда ғана жұмсауға болады;

8) ЭҚ үй-жайларында тез жанатын және жарылатын заттарды сақтауға рұқсат етілмейді.

Жылу электр станцияларындағы азот шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне қосымша

1-кесте

ЭҚ жұмысын химиялық бақылау көлемі мен кезеңділігі

Талданатын өнім	Сынама іріктелетін орын	Кезеңділік	Айқындалатын компонент немесе көрсеткіш	Норма бойынша құрамы
Азот	Сутегінің реттеушілік қысымынан кейінгі құбыр	Электролизерді іске қосу және сөндіру кезінде	Азот	97%

2-кесте

Ығыстыру операциясы	Іріктелетін орын	Айқындалатын компонент	Норма бойынша құрамы, %
Көмірқышқыл газды ауа	Ресивердің жоғары жағы	Көмірқышқыл газы	85
Ауасы бар азот	Ресивердің жоғары жағы	Оттегі	3
Көмірқышқыл газды сутегі	Ресивердің төменгі жағы	Көмірқышқыл газы, оттегі	1,0; 0,5
Сутекті азот	Ресивердің төменгі жағы	Азот, оттегі	1,0; 0,5
Көмірқышқыл газды сутегі	Ресивердің жоғары жағы	Көмірқышқыл газы	95
Азотты сутегі	Ресивердің жоғары жағы	Сутегі	3
Ауасы бар көмірқышқыл газы	Ресивердің төменгі жағы	Көмірқышқыл газы	Жоқ
Ауасы бар азот	Ресивердің төменгі жағы	Оттегі	20

3-кесте

Азоттың шығыс нормалары

Қондырғы типі	Азоттың шығыс нормалары. Жылына пайдаланылатын баллон
СЭУ -4м, СЭУ - 8	20
ЭФ - 12/6-12, ЭФ - 24/12-12	40

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 18-қосымша

Жылу көзіне жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсат шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу көзіне жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсат шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен жылу көзіне қайтарылған конденсаттың шығысы мен санының (бұдан әрі – конденсаттың шығысы мен саны) жазылған қатесі бар өлшеуін ұйымдастыруға және жүргізуге арналған.

Конденсаттың шығысы мен саны бойынша өлшеу ақпараты технологиялық режимді және жылумен жабдықтау бу жүйесінің жұмысын талдауды жүргізу, жіберілген жылу энергиясы мен жылу жеткізгішті есепке алу кезінде пайдаланылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) өлшеу аспабы – өлшенетін физикалық шаманың белгіленген диапазондағы мәндерін алуға арналған өлшеу құралы;

2) өлшеу түрлендіргіші – өлшенетін шаманы басқа шама немесе өлшеу сигналы етіп түрлендіру үшін қызмет ететін, өңдеу, сақтау, одан әрі түрледіру, индикациялау немесе беру үшін ыңғайлы, нормативтік метрологиялық сипаттамалары бар техникалық құрал;

3) бастапқы өлшеу түрлендіргіші – өлшенетін физикалық шама тікелей ықпал ететін өлшеу түрлендіргіші, өлшеу аспабының (қондырғының, жүйенің) өлшеу тізбегіндегі бірінші түрлендіргіш;

4) өлшеу жүйесі – осы объектіге тән бір немесе бірнеше физикалық шаманы өлшеу және әртүрлі мақсаттарда өлшеу сигналдарын тұжырымдау мақсатында бақыланатын объектінің әртүрлі нүктелерінде орналастырылған функционалдық жағынан біріктірілген шаралардың, өлшеу аспаптарының, өлшеу түрлендіргіштерінің, электрондық-есептеу машиналар мен басқа да техникалық құралдардың жиынтығы;

5) өлшеу нәтижелерінің қатесі – өлшеу нәтижесінің өлшенетін шаманың шынайы (нақты) нәтижесінен ауытқуы;

6) агрегаттық өлшеу құралы – өлшеу ақпараттық жүйесінің құрамындағы нормаланатын метрологиялық сипаттамалары және үйлесімділіктің барлық қажетті түрлері бар техникалық құрал немесе техникалық құралдардың конструктивтік жағынан аяқталған жиынтығы;

7) жылу есептеуіш – жылу санын өлшеуге арналған өлшеу жүйесі (өлшеу құралы);

8) жылу есептегіш – жылу жеткізгіштің өлшемдерін өлшеу құралдарынан оның кіруіне келіп түсетін сигналдар бойынша жылу санын айқындауға арналған өлшеу құралы;

9) жанама өлшеу – ізделіп отырған шамамен функционалдық жағынан байланысты басқа да физикалық шамалардың тікелей өлшеу нәтижелерінің негізінде физикалық шаманың ізделіп отырған мәнін айқындау;

10) өлшемдерді орындау әдістемесі – орындауы өлшемдерді орындаудың осы әдістемесінде белгіленген дәлдікпен өлшемдердің нәтижелерін алуды қамтамасыз ететін, өлшеу кезіндегі операциялар мен қағидалардың жиынтығы;

11) өлшемдер қатесінің жазылған сипаттамасы – осы әдістеменің талаптары мен қағидаларын сақтау кезінде алынған, өлшемдер жиынтығының кез келген нәтижесі қатесінің сипаттамасы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсаттың шығысы мен саны өлшенетін өлшемдер болып табылады.

4. Осы Әдістемелік нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес келтірілген, жылумен жабдықтау жүйесінің технологиялық сипаттамалары мен жұмыс режимдері бар жылумен жабдықтау жүйесінің бу жүйелеріне қолданылады.

5. Конденсаттың шығысы мен санын (массасын) өлшеу құрамдас элементтері әртүрлі сыртқы жағдайлардағы шашыраңқы өлшеу жүйелері арқылы жүзеге асырылады.

6. Қоршаған ортаның температурасы конденсаттың шығысы мен санының (массасының) өлшеу жүйелеріне ықпал ететін негізгі шама болып табылады, қалған ықпал ететін шамалар болмашы.

Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаға сәйкес 1-кестеде ұсынылады.

2-тарау. Өлшемдер қатесінің сипаттамалары

7. Әртүрлі өлшеу жүйелері қолданылған кезде конденсаттың шығысы мен конденсат санының (массасының) бір тәуліктегі және айдағы ағымдағы және орташа тәуліктік мәндері өлшемдерінің салыстырмалы қатесінің шектері өлшемдер қатесінің сипаттамалары болып табылады.

8. Осы Әдістемелік нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқаулардың 3 және 4-тармақтарына сәйкес, ықпал ететін шама өзгерістерінің бүкіл диапазонында осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес өлшеудің салыстырмалы қатесі шектерінің жазылған мәндері бар конденсаттың шығысы мен санын (массасын) өлшеуді қамтамасыз етеді.

3-тарау. Метод измерений и структура измерительных систем

9. Конденсаттың шығысын өлшеу үшін өлшеу жүйелері қолданыла отырып, қысымның ауыспалы өзгеру әдістері, сондай-ақ мынадай заманауи әдістер пайдаланылады:

1) электр магнитті;

2) ультрадыбыстық;

3) құйынды;

4) ағынды.

10. Бұл ретте, қысымның айнымалы айырмасы шығынөлшеуішінің негізгі мынадай кемшіліктері ескеріледі:

1) қысымның гидравликалық кедергідегі елеулі шығындары және энергияның осыған байланысты қосымша шығындары;

2) ең көп шығыстың 1,5 – 2,5%-ы болатын қатесі.

3) значительные потери давления на гидравлическом сопротивлении и связанные с этим дополнительные затраты энергии;

11. Әртүрлі өлшеу құралдары (бұдан әрі – ӨҚ) қолданыла отырып, конденсаттың шығысын (санын) өлшеу жүйелерінің құрылымдық схемалары осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1 – 4-суреттеріне сәйкес ұсынылады.

12. Конденсаттың шығысын (санын) өлшеу жүйелерінде қолданылатын ӨҚ-лар осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген.

4-тарау. Өлшеуді дайындау және орындау

13. Өлшеуді орындауға дайындық "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" 2000 жылғы 7 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңына, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 17 наурыздағы № 207 бұйрығымен бекітілген Жылу энергиясын жіберуді және жеткізгішін есепке алу қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10862 болып тіркелген) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) (бұдан әрі – электр қондырғыларының ҚТҚ-сы) сәйкес өлшеу жүйелерін пайдалануға беру жөніндегі іс-шаралар кешенін жүзеге асыруды білдіреді, олардың негізгілері мыналар болып табылады:

1) ӨҚ-ларды тексеруді жүргізу;

2) жобалау құжаттамасына сәйкес монтаждау дұрыстығын тексеру;

3) баптау жұмыстарын жүргізу;

4) өлшеу жүйелерін пайдалануға беру.

14. Тарылтушы құрылғылар мен өлшеу құбыржолдары "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 1-бөлік. Өлшеу әдісінің қағидаты және жалпы талаптар" 8.586.1-2005 МЕМСТ, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 2-бөлік. Диафграмалар. Техникалық талаптар" 8.586.2-2005 МЕМСТ, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 3-бөлік. Шүмектер және Вентури шүмектері. Техникалық талаптар" 8.586.3-2005 МЕМСТ, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 4-бөлік. Вентури құбырлары. Техникалық талаптар" 8.586.4-2005 МЕМСТ, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ талаптарына сай келеді.

5-тарау. Өлшеу нәтижелерін өңдеу және есептеу

15. Өлшеу нәтижелерін өңдеу және есептеу рәсімі конденсаттың орташа тәуліктік шығысы мен бір тәуліктегі және айдағы санының (массасының) нақты мәнін есептеуден тұрады.

16. Тіркеуші аспаптар қолданылған кезде бұл рәсім шығысты тіркеуші аспаптардың тәуліктік диаграммаларын планиметрлердің көмегімен өңдеуден және қысым мен температураның орташа тәуліктік мәндері бойынша конденсаттың шығысы мен санының (массасының) нақты мәндерін есептеуден тұрады.

17. Тіркеуші аспаптардың диаграммаларын полярлық планиметрлермен өңдеу кезінде жылу жеткізгіштің массалық шығысының орташа тәуліктік мәні q_{m орт} тонна/сағат (бұдан әрі – т/сағ) "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес айқындалады:

, (1)

мұнда q_в – шығыс өлшегіші шәкілінің жоғарғы мәні, т/сағ;

– полярлық планиметрдің көрсетілімдері, шаршы сантиметр;

l_q – шығыс мәнінің жазбасы бар таспаның ұзындығы, сантиметр (бұдан әрі – см);

l_ш – тіркеуші аспап шәкілінің ұзындығы, см.

18. Өлшеу ақпараттық жүйелері (бұдан әрі – ӨАЖ) немесе жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде жылу конденсаттың шығысы мен санының (массасының) нақты мәнін есептеу алгоритмі "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес айқындалады.

19. Орташалау аралығындағы Х_орт конденсат шығысының орташа мәні мынадай формула бойынша есептеледі:

(2)

мұнда X_i – шығыстың ағымдағы мәні;

k – орташалау аралығындағы датчиктің сауалнама кезеңдерінің саны.

20. ӨАЖ қолданылған кезде датчиктердің сауалнама кезеңі 15 секундтан аспайтындай етіп айқындалады, өлшемдерді орташалау (конденсаттың шығысын есептеу) аралығы 0,25 сағатқа тең болады.

21. Жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде датчиктердің сауалнама кезеңі мен конденсаттың шығысын (санын) есептеу аралығы жылу есептегіштерді жобалау немесе бағдарламалау кезінде белгіленеді. Бұл ретте, датчиктердің сауалнама кезеңі 15 секундтан аспайтындай етіп айқындалады, ал конденсаттың шығысын (санын) есептеу аралығы 0,25 сағатқа тең болады.

22. Конденсаттың бір тәуліктегі саны (массасы) т "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес айқындалады:

(3)

мұнда q_mi – шығысты есептеу i аралығындағы конденсат шығысының орташа мәні, т/сағ;

– конденсат шығысының орташа мәнін есептеу аралығы;

п – бір тәуліктегі орташа шығысты есептеу аралықтарының саны.

23. ӨАЖ немесе жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде конденсаттың нақты орташа шығысы мен санын (массасын) есептеу рәсімі автоматты түрде орындалады.

6-тарау. Өлшемдердің нәтижелерін ресімдеу

24. Тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде конденсаттың шығысын (санын) өлшеу нәтижелері мынадай көлемде орындалады:

1) конденсаттың шығысы бойынша өлшеу ақпаратының жеткізгіші – тіркеуші аспаптардың таспасы (диаграммасы);

2) конденсаттың шығысы мен саны (массасы) бойынша өлшеу ақпаратын дербес электрондық-есептеу машинасында өңдеу нәтижелері шығу нысандары түрінде қағаз жеткізгіште ұсынылады;

3) шығу нысандары тұтынушымен келісіледі.

25. ӨАЖ бен жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде:

1) ӨАЖ бен жылу есептегіштері агрегаттық өлшеу құралдарының электрондық жады конденсаттың шығысы (саны), деректерді өңдеу және өлшемдердің қатесін есептеу нәтижелері бойынша өлшеу ақпаратының жеткізгіші болып табылады;

2) өлшеу ақпаратын өңдеу нәтижелері ақпаратты ұсыну құралдарында индикацияланады және шығу нысандары түрінде қағаз жеткізгіште ұсынылады;

3) ақпаратты ұсыну көлемі ӨАЖ-ды жобалау, жылу есептегіштерді әзірлеу кезінде айқындалады, ал шығу нысандары тұтынушымен келісіледі.

7-тарау. Персоналдың біліктілігіне қойылатын талаптар

26. Конденсаттың шығысын (санын) өлшеу жүйелерін пайдалануға дайындауды – біліктілігі 4-разрядтан төмен емес аспапшы электр слесарь, ал оларға қызмет көрсетуді кезекші аспапшы электр слесарь жүзеге асырады.

27. Тіркеуші аспаптардың диаграммаларын өңдеуді – техник, ал өлшемдердің нәтижелерін есептеуді өндірістік-техникалық бөлімнің инженері жүзеге асырады.

8-тарау. Қауіпсіздік техникасына қойылатын талаптар

28. Конденсаттың шығысын (санын) өлшеу жүйесін монтаждау, баптау және пайдалану кезінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген), электр қондырғыларының ҚТҚ-сына сәйкес қауіпсіздік техникасының қағидалары сақталады.

Жылу көзіне жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсат шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

Жылумен жабдықтау жүйесінің негізгі технологиялық сипаттамалары мен жұмыс режимдері

Өлшем	Жылумен жабдықтау жүйелері
	I		I
Конденсаттың шығысы, т/сағ	50	20	2
Конденсаттың артық қысымы, Мега Паскаль (бұдан әрі – Мпа)	0,4	0,4	0,4
Конденсаттың температурасы, Цельсий градусы (бұдан әрі – С):	75	75	75
Суық судың қысымы, МПа	0,3	0,3	0,3
Суық судың температурасы, С	6	6	6
Конденсат құбырының диаметрі, миллиметр бұдан әрі – мм)	150	150	100

Жылу көзіне жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсат шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-кесте

Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны

Өлшеу жүйесінің элементтері	Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны, оС
Бастапқы өлшеу түрлендіргіші	5 - 40
Байланыс желісі	5 - 60
Шығыстың екінші өлшеу аспабы, жылу есептегіш	15 - 30
ӨАЖ агрегаттық өлшеу құралдары	15 - 25

2-кесте

Конденсат шығысының (санының) мәндері өлшемдерінің салыстырмалы қатесінің шектері

Өлшеу жүйелері	Жылумен жабдықтау жүйелері
	I		I		III
	Конденсат шығысының (санының) мәндерін өлшеудің салыстырмалы қатесінің шектері, %
	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)
Тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері: а) сараланған-трансформаторлы схемасымен; 6) байланыстың нормаланған ток сигналымен	1,9 (2,0) 1,5 (1,8)	2,0 (1,8) 1,8 (1,7)	3,1 (3,1) 1,9 (2,5)	3,1 (2,5) 2,5 (2,1)	4,2 (4,3) 2,4 (3,2)	4,3 (3,2) 3,1 (2,5)
Өлшеу ақпараттық жүйелері, жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері	1,4 (1,3)	1,3 (1,3)	1,7 (1,5)	1,5 (1,5)	2,2 (1,8)	1,8 (1,8)

1 – өлшеу диафрагмасы; 1a – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 1б – шығыстың екінші тіркеуші өлшеу аспабы; 2 – құбырлық сымдар; 3 – байланыс желісі

1-сурет. Байланыстың сараланған-трансформаторлы схемасымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы

1 – өлшеу диафрагмасы; 1а – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 1б – түбірді шығару блогы; 1в – шығыстың екінші тіркеуші өлшеу аспабы; 2 – құбырлық сымдар; 3 – байланыс желілері

2-сурет. Байланыстың нормаланған ток сигналымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы

1 – өлшеу диафрагмасы; 1а – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 2 – ӨАЖ агрегаттық құралдары; 2а – объектімен байланыс жасау құрылғысы; 2б – орталық процессор; 2в – ақпаратты ұсыну құралы; 2г – тіркеуші құрылғы; 3 – құбырлық сымдар; 4 – байланыс желілері

3-сурет. ӨАЖ құрылымдық схемасы

1 – өлшеу диафрагмасы; 1а – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 2 – жылу есептегіш; 3 – байланыс желісі

4-сурет. Жылу есептегіші бар құрылымдық схема

Жылу көзіне жылумен жабдықтаудың бу жүйесінен қайтқан конденсат шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1-кесте

Конденсаттың шығысын (санын) өлшеу құралдары

ӨҚ-ның атауы мен типі	Негізгі жол берілетін келтірілген қатенің шегі, + %
Байланыстың сараланған-трансформаторлы схемасымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері
ДКС-16 типті камералық диафрагма	-
ДМ3583М сараланған, жарғақтық манометрі	1,0
КСД-2 сараланған-трансформаторлы схемасы бар өзара алмастырылатын автоматты аспап	1,0 (көрсетілімдер мен тіркеу бойынша)
Байланыстың нормаланған ток сигналымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері
ДКС-16 типті камералық диафрагма	-
Қысымдардың айырмасын тензорезисторлық өлшеу түрлендіргіші	0,5
БИК-36М түбірді шығару блогы	0,2
РП-160М бірарналы тіркеуші аспабы	0,5 (көрсетілімдер бойынша); 1,0 (тіркеу бойынша)
Өлшеу ақпараттық жүйелері (жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері)
ДКС-16 типті камералық диафрагма	-
ӨАЖ агрегаттық құралдары	0,3 (арна)
ТЭКОН-10 типті жылу-энергия бақылаушысы	0,2
Қысымдардың айырмасын тензорезисторлық өлшеу түрлендіргіші	0,25

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 19-қосымша

Жылу көзіндегі жылумен жабдықтаудың су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу тасығыштың шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар 1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу көзіндегі жылумен жабдықтаудың су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу тасығыштың шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу жеткізгіштің (беруші және кері құбыржолдардағы) шығысы мен санының жазылған қатесі бар өлшеуін ұйымдастыру және жүргізу кезінде жылу көздерінде (жылу электр станцияларында, қазандықтарда) пайдалануға арналған.

Жылу жеткізгіштің шығысы мен саны бойынша өлшеу ақпараты жылумен жабдықтау су жүйесінің жұмысының технологиялық режимін және оны талдауды жүргізу, тұтынушыларға жылу көзінен ыстық сумен бірге берілетін, жіберілген жылу энергиясының санын есептеу кезінде пайдаланылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) өлшеу аспабы – өлшенетін физикалық шаманың белгіленген диапазондағы мәндерін алуға арналған өлшеу құралы;

2) планиметр (механикалық интегратор) – жазық бетте анық етіп суреті салынған тұйық контурлардың алаңын қарапайым механикалық айқындау (интеграциялау) үшін қызмет ететін аспап.

Ескерту: жаппай тәртіппен аталған аспаптың бір ғана ықтимал техникалық іске асырылуы – Амслер-Коради планиметрі қолданылды. Аналогты есептеу құрылғысының жеке жағдайы;

3) өлшеу түрлендіргіші – өлшенетін шаманы басқа шама немесе өлшеу сигналы етіп түрлендіру үшін қызмет ететін, өңдеу, сақтау, одан әрі түрледіру, индикациялау немесе беру үшін ыңғайлы, нормативтік метрологиялық сипаттамалары бар техникалық құрал;

4) бастапқы өлшеу түрлендіргіші – өлшенетін физикалық шама тікелей ықпал ететін өлшеу түрлендіргіші, өлшеу аспабының (қондырғының, жүйенің) өлшеу тізбегіндегі бірінші түрлендіргіш;

5) өлшеу жүйесі – осы объектіге тән бір немесе бірнеше физикалық шаманы өлшеу және әртүрлі мақсаттарда өлшеу сигналдарын тұжырымдау мақсатында бақыланатын объектінің әртүрлі нүктелерінде орналастырылған функционалдық жағынан біріктірілген шаралардың, өлшеу аспаптарының, өлшеу түрлендіргіштерінің, электрондық-есептеу машиналары мен басқа да техникалық құралдардың жиынтығы;

6) өлшеу нәтижелерінің қатесі – өлшеу нәтижесінің өлшенетін шаманың шынайы (нақты) нәтижесінен ауытқуы;

7) агрегаттық өлшеу құралы – ақпараттық өлшеу жүйесінің құрамындағы нормаланатын метрологиялық сипаттамалары және үйлесімділіктің барлық қажетті түрлері бар техникалық құрал немесе техникалық құралдардың конструктивтік жағынан аяқталған жиынтығы;

8) жылу есептеуіш – жылу санын өлшеуге арналған өлшеу жүйесі (өлшеу құралы);

9) жылу есептегіш – жылу жеткізгіштің өлшемдерін өлшеу құралдарынан оның кіруіне келіп түсетін сигналдар бойынша жылу санын айқындауға арналған өлшеу құралы;

10) жанама өлшеу – ізделіп отырған шамамен функционалдық жағынан байланысты басқа да физикалық шамалардың тікелей өлшеу нәтижелерінің негізінде физикалық шаманың ізделіп отырған мәнін айқындау;

11) өлшемдерді орындау әдістемесі – орындауы өлшемдерді орындаудың осы әдістемесінде белгіленген дәлдікпен өлшемдердің нәтижелерін алуды қамтамасыз ететін, өлшеу кезіндегі операциялар мен қағидалардың жиынтығы;

12) өлшемдер қатесінің жазылған сипаттамасы – осы әдістеменің талаптары мен қағидаларын сақтау кезінде алынған, өлшемдер жиынтығының кез келген нәтижесі қатесінің сипаттамасы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Жылу көзінен кететін жылумен жабдықтау су жүйесінің әрбір магистралі бойынша жіберілетін жылу жеткізгіштің шығысы мен саны өлшенетін өлшемдер болып табылады.

4. Осы Әдістемелік нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес келтірілген технологиялық сипаттамалары мен жұмыс режимдері бар жылумен жабдықтаудың су жүйелеріне қолданылады.

5. Жылу жеткізгіштің шығысы мен санын өлшеу құрамдас элементтері әртүрлі сыртқы жағдайлардағы шашыраңқы өлшеу жүйелері арқылы жүзеге асырылады.

6. Қоршаған ортаның температурасы өлшеу жүйесінің элементтеріне ықпал ететін негізгі шама болып табылады.

Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаға сәйкес 1-кестеде көрсетілген.

2-тарау. Өлшемдер қатесінің сипаттамалары

7. Жылу жеткізгіштің шығысы мен санының бір тәуліктегі және айдағы ағымдағы және орташа тәуліктік мәндері өлшемдерінің салыстырмалы қатесінің шектері, осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес келтірілген қуаты 50 – 1000 Гкал/сағ жылу көздеріндегі жылумен жабдықтау су жүйесінің негізгі технологиялық сипаттамалары мен жұмысының режимдері өлшемдер қатесінің сипаттамалары болып табылады.

8. Осы Әдістемелік нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқаулардың 3 және 4-тармақтарына сәйкес, ықпал ететін шама өзгерістерінің бүкіл диапазонында осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес беруші және Осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 3-кестесіне сәйкес кері құбыржолдардағы жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеудің салыстырмалы қатесі шектерінің жазылған мәндері бар жылу жеткізгіштің шығысы мен санын өлшеуді қамтамасыз етеді.

3-тарау Өлшеу әдісі және өлшеу жүйелерінің құрылымы

9. Жылу көзінде жылумен жабдықтау су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу жеткізгіштің шығысын өлшеу үшін қазіргі уақытта өлшеу жүйелері қолданыла отырып, қысымның ауыспалы өзгеру әдістері, сондай-ақ мынадай әдістер пайдаланылады:

1) электр магнитті;

2) ультрадыбыстық;

3) құйынды;

4) ағынды.

5) Бұл ретте, қысымның ауыспалы өзгеруі шығыс өлшегішінің негізгі мынадай кемшіліктері ескеріледі:

1) қысымның гидравликалық кедергідегі елеулі шығындары және энергияның осыған байланысты қосымша шығындары;

2) ең көп шығыстың 1,5 – 2,5 пайыз (бұдан әрі - %) болатын қатесі.

10. Әртүрлі өлшеу құралдары (бұдан әрі – ӨҚ) қолданыла отырып, жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеу жүйелерінің құрылымдық схемалары осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1 – 4-суреттеріне сәйкес ұсынылады.

11. жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеу жүйелерінде қолданылатын өлшеу құралдары осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 1-кестесінде келтірілген.

4-тарау. Өлшеуді дайы ндау және орындау

12. Өлшеуді орындауға дайындық "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" 2000 жылғы 7 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңына, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 17 наурыздағы № 207 бұйрығымен бекітілген Жылу энергиясын жіберуді және жеткізгішін есепке алу қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10862 болып тіркелген) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) (бұдан әрі – электр қондырғыларының ҚТҚ-сы) сәйкес өлшеу жүйелерін пайдалануға беру жөніндегі іс-шаралар кешенін жүзеге асыруды білдіреді, олардың негізгілері мыналар болып табылады:

1) ӨҚ-ларды тексеруді жүргізу;

2) жобалау құжаттамасына сәйкес монтаждау дұрыстығын тексеру;

3) баптау жұмыстарын жүргізу;

4) өлшеу жүйелерін пайдалануға беру.

13. Бұл ретте, жылу желісінің беруші, кері құбыржолындағы шығыстар мен жылу желісін қоректендіруге арналған судың шығысы арасында теңгерім сақталуға тиіс. Көрсетілген теңгерім болмаған кезде желілік судың шығыстары төмендегідей алынады:

1) беруші құбыржолда жылу желілері беруші және кері құбыржолдар арасындағы орта мәнге жылу желісін қоректендіру шамасы жартысының қосындысына тең болады;

2) кері құбыржолда жылу желілері беруші және кері құбыржолдар арасындағы орта мәннен жылу желісін қоректендіру шамасы жартысының айырмасына тең болады.

14. Тарылтушы құрылғылар мен өлшеу құбыржолдары "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 1-бөлік. Өлшеу әдісінің қағидаты және жалпы талаптар" 8.586.1-2005 МЕМСТ-ке, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 2-бөлік. Диафграмалар. Техникалық талаптар" 8.586.2-2005 МЕМСТ-ке, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 3-бөлік. Шүмектер және Вентури шүмектері. Техникалық талаптар" 8.586.3-2005 МЕМСТ-ке, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 4-бөлік. Вентури құбырлары. Техникалық талаптар" 8.586.4-2005 МЕМСТ-ке, "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес талаптарға сай келеді.

5-тарау. Өлшеу нәтижелерін өңдеу және есептеу

15. Өлшеу нәтижелерін өңдеу және есептеу рәсімі (беруші және кері құбыржолдардағы) жылу жеткізгіштің орташа тәуліктік шығысы мен жылу жеткізгіштің бір тәуліктегі және айдағы санының (массасының) нақты мәнін есептеуден тұрады.

16. Тіркеуші аспаптар қолданылған кезде бұл рәсім шығысты тіркеуші аспаптардың тәуліктік диаграммаларын планиметрлердің көмегімен өңдеуден және қысым мен температураның орташа тәуліктік мәндері бойынша жылу жеткізгіштің нақты шығысы мен санын есептеуден тұрады.

17. Тіркеуші аспаптардың диаграммаларын полярлық планиметрлермен өңдеу кезінде жылу жеткізгіштің массалық шығысының орташа тәуліктік мәні q_{m орт} тонна/сағат (бұдан әрі – т/сағ) "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес айқындалады:

, (1)

мұнда g_в – шығыс өлшегіші шәкілінің жоғарғы мәні, т/сағ;

– полярлық планиметрдің көрсетілімдері, шаршы сантиметр;

l_q – шығыс мәнінің жазбасы бар таспаның ұзындығы, сантиметр (бұдан әрі – см);

l_ш – тіркеуші аспап шәкілінің ұзындығы, см.

18. Өлшеу ақпараттық жүйелері (бұдан әрі – ӨАЖ) немесе жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде жылу жеткізгіш шығысы мен санының нақты мәнін есептеу алгоритмі "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес айқындалады.

19. Орташалау аралығындағы Х_орт жылу жеткізгіш шығысының орташа мәні мынадай формула бойынша есептеледі:

(2)

мұнда X_i – шығыстың ағымдағы мәні;

k – орташалау аралығындағы датчиктің сауалнама кезеңдерінің саны.

20. ӨАЖ қолданылған кезде датчиктердің сауалнама кезеңі 15 секундтан аспайтындай етіп айқындалады, өлшемдерді орташалау (жылу жеткізгіштің шығысын есептеу) аралығы 0,25 сағатқа тең болады.

21. Жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде датчиктердің сауалнама кезеңі мен жылу жеткізгіштің шығысын (санын) есептеу аралығы жылу есептегіштерді жобалау немесе бағдарламалау кезінде белгіленеді. Бұл ретте, датчиктердің сауалнама кезеңі 15 секундтан аспайтындай етіп айқындалады, ал жылу жеткізгіштің шығысын (санын) есептеу аралығы 0,25 сағатқа тең болады.

22. Жылу жеткізгіштің бір тәуліктегі саны т "Өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтушы құрылғылардың көмегімен сұйықтықтар мен газдардың шығысы мен санын өлшеу. 5-бөлік. Өлшеуді орындау әдістемесі" 8.586.5-2005 МЕМСТ-ке сәйкес айқындалады:

(3)

мұнда q_mi – шығысты есептеу i аралығындағы жылу жеткізгіш шығысының орташа мәні, т/сағ;

– жылу жеткізгіш шығысының орташа мәнін есептеу аралығы;

П – бір тәуліктегі орташа шығысты есептеу аралықтарының саны.

23. ӨАЖ немесе жылу есептегіштері (жылу есептеуіштері) бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде жылу жеткізгіштің нақты орташа шығысы мен санын есептеу рәсімі автоматты түрде орындалады.

6-тарау. Өлшемдердің нәтижелерін ресімдеу

24. Тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеу нәтижелері мынадай көлемде орындалады:

1) жылу жеткізгіштің шығысы бойынша өлшеу ақпаратының жеткізгіші – тіркеуші аспаптардың таспасы (диаграммасы);

2) жылу жеткізгіштің шығысы мен саны бойынша өлшеу ақпаратын дербес электрондық-есептеу машинасында өңдеу нәтижелері шығу нысандары түрінде қағаз жеткізгіште ұсынылады;

3) шығу нысандары жылу жеткізгішін тұтынушымен келісіледі.

25. ӨАЖ бен жылу есептегіштері (жылу есептеуіштері) бар өлшеу жүйелері қолданылған кезде:

1) ӨАЖ бен жылу есептегіштері агрегаттық өлшеу құралдарының электрондық жады жылу жеткізгіштің шығысы (саны), деректерді өңдеу және өлшемдердің қатесін есептеу нәтижелері бойынша өлшеу ақпаратының жеткізгіші болып табылады;

2) өлшеу ақпаратын өңдеу нәтижелері ақпаратты ұсыну құралдарында индикацияланады және шығу нысандары түрінде қағаз жеткізгіште ұсынылады;

3) ақпаратты ұсыну көлемі ӨАЖ-ды жобалау, жылу есептегіштерді әзірлеу кезінде айқындалады, ал шығу нысандары тұтынушымен келісіледі.

7-тарау. Персоналдың біліктілігіне қойылатын талаптар

26. Жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеу жүйелерін пайдалануға дайындауды – біліктілігі 4-разрядтан төмен емес аспапшы электр слесарь, ал оларға қызмет көрсетуді кезекші аспапшы электр слесарь жүзеге асырады.

27. Тіркеуші аспаптардың диаграммаларын өңдеуді – техник, ал өлшемдердің нәтижелерін есептеуді өндірістік-техникалық бөлімнің инженері жүзеге асырады.

8-тарау. Қауіпсіздік техникасына қойылатын талаптар

28. Жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеу жүйесін монтаждау, баптау және пайдалану кезінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) және электр қондырғыларының ҚТҚ-сына сәйкес қауіпсіздік техникасының қағидалары сақталады.

Жылу көзіндегі жылумен жабдықтаудың су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу тасығыштың шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

Қуаты 50 – 1000 Гкал/сағ жылу көздерінде жылумен жабдықтау су жүйесінің негізгі технологиялық сипаттамалары мен жұмыс режимдері

Өлшем	Жылумен жабдықтау су жүйесінің жұмыс режимі
	Қысқы	Өтпелі	Жазғы
Құбыржолдағы жылу жеткізгіштің шығысы (т/сағ):
беруші	10400 - 13000	6500 - 10400	1300 - 3900
кері	8840 - 11050	5525 - 8840	1105 - 3315
Құбыржолдағы жылу жеткізгіштің температурасы, Цельсий градусы (бұдан әрі - С):
беруші	135	90	55
кері	75	55	35
Құбыржолдағы жылу жеткізгіштің қысымы мега Паскаль (бұдан әрі - МПа):
беруші	1,5	1,5	1,5
кері	0,3	0,3	0,3

Жылу көзіндегі жылумен жабдықтаудың су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу тасығыштың шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-кесте

Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны

Өлшеу жүйесінің элементтері	Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны, оС
Бастапқы өлшеу түрлендіргіші Байланыс желісі	5 - 40 5 - 60
Шығыстың екінші өлшеу аспабы, жылу есептегіш	15 - 30
ӨАЖ агрегаттық өлшеу құралдары	15 - 25

2-кесте

Беруші құбыржолдағы жылу жеткізгіш шығысының (санының) мәні өлшемдерінің салыстырмалы қатесінің шектері

Өлшеу жүйелері	Жылумен жабдықтау жүйесінің жұмыс режимдері
	Қысқы		Өтпелі		Жазғы
	беруші құбыржолдағы жылу жеткізгіш шығысының (санының) мәнін өлшеудің салыстырмалы қатесінің шектері, %
	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)
Тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері:
а) сараланған-трансформаторлы схемасымен	1,9 (2,0)	2,0 (1,8)	3,1 (3,1)	3,1 (2,5)	4,2 (4,3)	4,3 (3,2)
6) байланыстың нормаланған ток сигналымен	1,5 (1,8)	1,8 0,7)	1,9 (2,5)	2,5 (2,1)	2,4 (3,2)	3,1 (2,5)
Ақпараттық өлшеу жүйелері, жылу есептегіштері (жылу есептеуіштері) бар өлшеу жүйелері	1,4 (1,3)	1,3 (1,3)	1,7 (0,5)	1,5 (1,5)	2,2 (1,8)	1,8 (1,8)

3-кесте

Кері құбыржолдағы жылу жеткізгіш шығысының (санының) мәні өлшемдерінің салыстырмалы қатесінің шектері

Өлшеу жүйелері	Жылумен жабдықтау жүйесінің жұмыс режимдері
	Қысқы		Қысқы		Қысқы
	кері құбыржолдағы жылу жеткізгіш шығысының (санының) мәнін өлшеудің салыстырмалы қатесінің шектері, %
	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)	ағымдағы (бір тәуліктегі саны)	орташа тәуліктік (бір айдағы саны)
Тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері:
а) сараланған-трансформаторлы схемасымен	1,8 (1,9)	1,9 (1,7)	2,8 (2,8)	2,8 (2,3)	5,5 (5,5)	5,5 (4,1)
6) байланыстың нормаланған ток сигналымен	1,4 (1,8)	1,8 (1,6)	1,8 (2,3)	2,3 (1,9)	5,0 (5,5)	5,5 (4,1)
Ақпараттық өлшеу жүйелері, жылу есептегіштері (жылу есептеуіштері) бар өлшеу жүйелері	1,3 (1,3)	1,3 (1,3)	1,6 (0,5)	1,5 (1,5)	4,9 (3,6)	3,6 (3,6)

1 – өлшеу диафрагмасы; 1a – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 1б – шығыстың екінші тіркеуші өлшеу аспабы; 2 – құбырлық сымдар; 3 – байланыс желісі

1-сурет. Байланыстың сараланған-трансформаторлы схемасымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы

1 – өлшеу диафрагмасы; 1а – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 1б – түбірді шығару блогы; 1в – шығыстың екінші тіркеуші өлшеу аспабы; 2 – құбырлық сымдар; 3 – байланыс желілері

2-сурет. Байланыстың нормаланған ток сигналымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы

1 – өлшеу диафрагмасы; 1а – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 2 – ӨАЖ агрегаттық құралдары; 2а – объектімен байланыс жасау құрылғысы; 2б – орталық процессор; 2в – ақпаратты ұсыну құралы; 2г – тіркеуші құрылғы; 3 – құбырлық сымдар; 4 – байланыс желілері

3-сурет. ӨАЖ құрылымдық схемасы

1 – өлшеу диафрагмасы; 1а – шығыстың бастапқы өлшеу түрлендіргіші; 2 – жылу есептегіш; 3 – байланыс желісі; 4 – құбырлық сымдар

4-сурет. Жылу есептегіштері (жылу есептеуіштері) бар құрылымдық схема

Жылу көзіндегі жылумен жабдықтаудың су жүйесінің құбыржолдарындағы жылу тасығыштың шығысы мен санын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1-кесте

Жылу жеткізгіштің шығысын (санын) өлшеу құралдары

ӨҚ-ның атауы мен типі	Негізгі жол берілетін келтірілген қатенің шегі, + %
Байланыстың сараланған-трансформаторлы схемасымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері
ДКС-16 типті камералық диафрагма	-
ДМ3583М сараланған, жарғақтық манометрі	1,0
КСД-2 сараланған-трансформаторлы схемасы бар өзара алмастырылатын автоматты аспап	1,0 (көрсетілімдер мен тіркеу бойынша)
Байланыстың нормаланған ток сигналымен тіркеуші аспаптары бар өлшеу жүйелері
ДКС-16 типті камералық диафрагма	-
Қысымдардың айырмасын тензорезисторлық өлшеу түрлендіргіші	0,5
БИК-36М түбірді шығару блогы	0,2
РП-160М бірарналы тіркеуші аспабы	0,5 (көрсетілімдер бойынша); 1,0 (тіркеу бойынша)
Өлшеу ақпараттық жүйелері (жылу есептегіштері бар өлшеу жүйелері)
ДКС-16 типті камералық диафрагма	-
ӨАЖ агрегаттық құралдары	0,3 (арна)
ТЭКОН-10 типті жылу-энергия бақылаушысы	0,2
Қысымдардың айырмасын тензорезисторлық өлшеу түрлендіргіші	0,25

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 20-қосымша

Жылу электр станцияларына арналған гидразин шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларына арналған гидразин шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) оттегі коррозиясының және қазандықтардың, бу турбиналарының, конденсаторлар мен су конденсат трактісі жабдығы металының коррозиялық жарылуының алдын алу және темірдің, мыстың және коррозияның басқа да өнімдерінің конденсаттық, қоректік, қазандық судағы және қазандықтар буындағы тотыққан заттардың мөлшерін азайту үшін қажетті гидразиннің жұмсалуын нормалау мақсаттары үшін "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

2. Гидразин шығысының нормаларын есептеу блокты емес электр станцияларының қоректік суын өңдеу үшін, қазандықтары барабанды және тура ағынды болып табылатын блоктар, барабанды қазандықты "қосулы күйінде" тазалау үшін, минералды қышқылдармен химиялық тазалаудан кейін пассивтеу үшін жүргізіледі.

3. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) гидразин – қалпына келтіретін мықты қасиеттерге ие, оттегінің, нитриттердің, темір мен мыстың тотыққан заттарының қалпына келуіне себепші болып табылатын, жылу энергетикалық жабдық металының бетінде жұмыс өлшемдері кезінде де, төмен температураларда да орнықты қорғау қабыршағын жасайтын, энергетикалық жабдықтың сенімді әрі үнемді пайдаланылуын қамтамасыз ететін химиялық қосылыс;

2) қоректік су – буды алу үшін бастапқы материал ретінде бу қазандығына берілетін су;

3) гидразин-гидрат – ауадан суды, көмір қышқылы мен оттегіні оңай сіңіретін, 40 %-дан асатын концентрацияларда уытты болатын түссіз сұйықтық;

4) гидразин-сульфат – суық суда нашар еритін, 245

С температурада балқитын, натрий гидроксидінің сулы ерітіндісінде жақсы еритін, қышқыл қасиеттерге ие, жанбайтын, уытты қатты зат.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жылу электр станциялары үшін гидразин шығысының нормаларын есептеу

4. Қоректік суды өңдеу үшін 100 %-дық гидразин шығысының жылдық нормасы (f) блокты емес электр станцияларының барабанды қазандықтары үшін жасалады, мынадай формула бойынша айқындалады, килограмм (бұдан әрі – кг):

(1)

5. Қоректік суды өңдеу үшін 100 %-дық гидразин шығысының жылдық нормасы (f) қазандықтары барабанды және тура ағынды болып табылатын блоктар үшін жасалады, мынадай формула бойынша айқындалады, кг:

(2)

мұнда

– қоректік судың жылдық жиынтық жұмысалуы, текше метр (бұдан әрі – м³);

n – жыл ішінде қазандықтың іске қосылуы мен тоқтауының саны;

D – қоректік судың орташа іске қосылу шығысы, текше метр/сағат (бұдан әрі – м³/сағ);

24 – іске қосу режимдерінде гидразиннің ұлғайтылған шығысының ұзақтығы, сағат (бұдан әрі – сағ);

– тоқтату алдындағы соңғы сағатта қоректік судың шығысы, м³;

q₁ – гидразинді бустер сорғының сорушы коллекторына дозалау кезінде қоректік суды өңдеу үшін оның шығыс нормасы, микрограмм/килограмм (бұдан әрі – мкг/кг);

q₂ – гидразинді конденсатты трактіге енгізу кезіндегі оның шығыс нормасы, мкг/кг;

q₃ – блоктардың (қазандықтардың) іске қосу жұмыс режимдеріне гидразиннің шығыс нормасы, мкг/кг;

q₄ – блоктың тоқтауына дейін 1 сағат бұрын қоректік суды өңдеу үшін гидразиннің шығыс нормасы, мкг/кг. Қазандық суды өңдеу үшін қолданылатын жұмыс ерітіндісінің пайдаланылуы ықтимал.

6. Іске қосу блоктары (қазандықтары) үшін немесе пайдаланылатын қазандықтарда гидразинді өңдеуді баптау кезінде қоректік су үшін шығыс нормасы 3 айға дейінгі мерзімге 3 есе ұлғайтылады.

7. Жабдықты консервациялауды жүргізу үшін 100 %-дық гидразин шығысының нормасы мынадай формула бойынша айқындалады, кг:

(3)

мұнда q – гидразиннің қазандықтағы жұмыс концентрациясы, грамм/килограмм (бұдан әрі – г/кг);

V_к – қазандықтың сулы көлемі, м³;

k – қазандықтың өлшемдеріне, жылытқыш бетінің ластануына, консервациялауды орындау технологиясына тәуелді запас коэффициенті, ол қысымы 15,5 мега Паскальдан (бұдан әрі – МПа) жоғары қазандықтар үшін 1,2 – 1,3-ті құрайды, қысымы 11 МПа қазандықтар үшін 1,4 – 1,6-ны құрайды.

8. Барабанды қазандықты "қосулы күйінде" тазалау үшін 100 %-дық гидразин шығысының нормасы мынадай формула бойынша айқындалады, кг:

(4)

мұнда D – қоректік судың номиналды шығысы, текше метр/сағат (бұдан әрі – м³/сағ);

q – қоректік суға дозаланатын гидразиннің шығыс нормасы, миллиграмм/килограмм (бұдан әрі – мг/кг),

- толықтырылсыназалау ұзақтығы, сағ.

9. Минералдық қышқылдармен химиялық тазалаудан кейін металды бір рет пассивтеуге 100 %-дық гидразин шығысының нормасы мынадай формула бойынша айқындалады, кг:

(5)

V – жуу контурының көлемі, м3;

q – пассивтеу кезіндегі гидразиннің концентрациясы, мг/кг;

K_n – контурдың бетіне, коррозия өнімдерінің мөлшеріне және операцияның ұзақтығына тәуелді коэффициент, 1,5 – 1-ді құрайды.

10. Электр станцияларының блоктары (қазандықтары) үшін гидразинге деген жалпы жылдық қажеттілік жергілікті жағдай ескеріле отырып айқындалады.

3-тарау. Гидразинді пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы бойынша қойылатын талаптар

11. Гидразиннің ерітінділерімен жұмыс істеген кезде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасының қағидалары сақталады (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген).

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 21-қосымша

Белгіленген қуаты сағатына 100 гигакалорий және одан жоғары қазандық қондырғыларының тозаң дайындау жүйелерінің маңызды тораптарын жөндеуден пайдалануға қабылдап алу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Белгіленген қуаты сағатына 100 гигакалорий және одан жоғары қазандық қондырғыларының тозаң дайындау жүйелерінің маңызды тораптарын жөндеуден пайдалануға қабылдап алу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және белгіленген қуаты 100 Гкал/сағ және одан жоғары қазандық қондырғылардың тозаң дайындау жүйелерінің маңызды тораптарын жөндеуден пайдалануға қабылдап алу кезінде техникалық талаптарды бағалауға арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқаулар белгіленген қуаты 100 Гкал/сағ және одан жоғары қазандық қондырғылардың тозаң дайындау жүйелерінің маңызды тораптарына қойылатын техникалық талаптарды қамтиды.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) терможұп – термоэлектрлік түрлендіргіш;

2) газ-ауа құбыры – отын жанған кезде пайда болатын газдарды бұруға және ауа үрлегіден ошаққа ауаны жеткізуге арналған металл құбырлар жүйесі;

3) тозаң дайындау жүйесі – отынды ұнтақтау, кептіру және тозаңды жағу құрылғыларына жеткізу үшін қажетті жабдықтың кешені;

4) пневматикалық құлату жүйесі – сусымалы материалдардың тұрып қалуын болғызбауға арналған жүйе;

5) Прандтль түтігі – динамикалық қысымды өлшеуге арналған аэродинамикалық аспап.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Шикі отынның диірмен алдындағы трактісін жөндеуден пайдалануға қабылдап алу

4. Шикі отынның трактісіне техникалық талаптар Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 27 қаңтардағы № 39 бұйрығымен бекітілген Шаң тәріздес отынды дайындау және жағу үшін отын берудің жарылыс қауіпсіздігі қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде 2015 жылғы 27 наурызда № 10549 болып тіркелген) (бұдан әрі – Жарылыс қауіпсіздігі қағидалары) Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) (бұдан әрі – станциялар мен желілердің ҚТҚ-сы) сәйкес қойылады.

Шикі отынның трактісінде мыналар қамтылады:

1) шикі отынның шанабы;

2) шикі отынның қоректендіргіші;

3) шикі отынның қоректендіргіштен диірменге қарай ағымы.

5. Шикі отынның алдын ала босатылған шанабының жай-күйіне қойылатын техникалық талаптар шанаптағы отынның қозғалысын жетектейтін құралдар пайдаланыла отырып жүргізіледі:

1) қарап-тексеру кезінде шанап қабырғалары ішкі бетінің коррозияға қарсы жабынмен қорғалған немесе гидрофоб материалмен қапталған жазық тегіс беті болады;

2) монтаждау немесе жөндеу уақытында ағаштарды салу кезінде пайдаланылған, шанап қабырғаларына балқытып бекітілген металл бұрыштар, құбырлардың кесінділері анықталған кезде бөгде элементтер автогенмен кесіп тасталады;

3) Шанап қабырғаларының металл табақтарын өзара біріктіретін өңделмеген кедір-бұдыр дәнекерленген жіктер анықталған кезде коррозия ошақтарын металл жылтырауға дейін механикалық тазарту жүргізіледі.

6. Шанаптың ішіндегі жалған табақтағы дірілдеткіштерге қойылатын техникалық талаптар:

1) жалған табақтың қаттылығын қамтамасыз ететін оның қалыңдығы 10-12 миллиметрді (бұдан әрі – мм) құрайды;

2) жалған табақ шанап қабырғасының ішкі бетінде табақтың бұрыштары бойынша төрт нүктеде бекітіледі;

3) бекіту торабы жалған табаққа балқытып бекітілген бүрлі шегеден, оған тізбектелген және жалған табақ пен шанап қабырғасының арасында орналастырылған қалыңдығы 20 – 40 мм резеңке төсемнен және шанап қабырғасының сыртқы жағында бүрлі шегеге шоғырлас орнатылған еспе металл серіппеден тұрады;

4) серіппені қысу бүрлі шегенің сыртқы ұшында сомынды және кідіртпесомынды бұрау арқылы қамтамасыз етіледі;

5) дірілдеткішті бекіту көлденең тіреуіш көмегімен жалған табақтың ортасында жүзеге асырылады;

6) тіреуіштің сыртқы ұшында дірілдеткіш орнатылатын тік алаң орналасады;

7) бекітудің қаттылығы бір-бірімен өзара балқытып бекітілген ұзындығы 150 – 250 мм екі швеллерден жасалған тіреуіштің контрукциясы арқылы қамтамасыз етіледі;

8) шанаптың ішінде жалған табақ үстінен шанаптың қабырғасына балқытып бекітілген металл қалқаншамен жабылады;

9) дірілдеткіштің қуаты мен жалған табақтың ауданы табақ бетінің 1 шаршы метрінде 0,8 – 1,0 кВт қуатты есептей отырып таңдалады;

10) дірілдеткіш қозғалтқышының білігі көлденең орнатылады.

7. Жалған табақтың үстіндегі қорғау қалқаншасының бұзылуы, жалған табақ пен шанап қабырғасының арасындағы резеңке төсемдердің тозуы, жалған табаққа балқытып бекіту жерлеріндегі бүрлі шегелердің үзілуі, серіппе амортизаторлардың бұзылуы немесе деформациясы анықталған кезде бүлінген бөлшектер мен элементтер қойылатын техникалық талаптарға сәйкес қалпына келтіріледі.

8. Шанаптағы отынды пневматикалық құлату жүйесін жөндеуден қабылдап алу:

1) ресивердегі ауа қысымы 0,6 – 0,8 мега Паскальды құрайтын көлемі кемінде 0,5 текше метр болатын ресивер;

2) шанаптың биіктігі бойынша олардың арасындағы 2 метр (бұдан әрі – м) қашықтықпен 4 қабат етіп орналастырылған, ашылу бұрышы шамамен 30

-ты құрайтын шүмектер;

3) шанап бұрыштарынан шамамен 1 м қашықтықта шанап қабырғасына 2 – 3 градус ең төменгі ықтимал бұрышпен төмен бағыттағы 8 шүмектен орнатылған қабаттар;

4) ресиверді шүмектердің әр қабатымен және әр қабаттағы шүмектерді бір-бірімен біріктіретін диаметрі шамамен 100 мм құбыржолдардың жүйелері;

5) шүмектердің әр қабаты бойынша құбыржолдарда бір-бірден орнатылған, электр магнитті жетегі бар тез әрекет ететін ілмекті клапандар.

9. Әрбір электр магнитті клапанның тезәрекеті мен жабылу тығыздығын тексеру, қойылатын талаптарды қанағаттандырмайтын клапандардың ақауын іріктеу жүргізіледі.

10. Пневматикалық құлату жүйесінің тиімділігін төмендететін негізгі кемшіліктерге мыналар:

1) ресивердегі сығылған ауа қысымының жеткіліксіздігі;

2) электр магнитті клапандардың сенімсіз жұмысы жатады.

11. Ресивердегі сығылған ауа қысымының жеткіліксіздігі анықталған кезде сығымдауыш пневматикалық құлату жүйелерінің ресиверлеріндегі сығылған ауаның қажетті қысымын қамтамасыз ету үшін жылу электр станцияларында (бұдан әрі – ЖЭС) шикі көмір шанаптарындағы пневматикалық құлату жүйелеріне ғана қызмет көрсететін, дербес және сығылған ауаны басқа тұтынушылардан оқшауланған жүйеге бөліп шығарылады.

12. Электр магнитті клапандардың сенімсіз жұмысы анықталған кезде қалпына келтіретін жөндеу жүргізіледі немесе ақаулы клапандар жаңаларына ауыстырылады.

13. Аспалы шанапта орнатылған дірілдеткіштерді жөндеуден қабылдап алу:

1) кіші шанап шанаптың төменгі бөлігінің және кіші шанаптың жоғарғы бөлігінің сыртқы қабырғаларына балқытып бекітілген көлденең қатты кронштейндерге шет жақтарымен бекітілген тік серіппе ілмелерге асып қойылады;

2) шанап пен кіші шанап арасындағы ажырандыны нығыздау өзен құмымен немесе құрғақ күлмен толтырылған лабиринтті тығыздағыш көмегімен жүзеге асырылады;

3) кіші шанаптың шығу қимасы мен көмір жаптырықтың немесе отынды қоректендіргіштің кіру келтеқұбыры арасындағы ажыранды резеңке тығыздағыштармен нығыздалады;

4) дірілдеткіш кіші шанаптың сыртқы қабырғасына шығу қимасының үштен бір биіктігінде тік тіреуіште орнатылады;

5) дірілдеткіш қозғалтқышының білігі қатаң түрде көлденең орнатылады .

14. Кронштейндерді шанап пен кіші шанаптың қабырғаларына, дірілдеткіш тіреуішті кіші шанаптың қабырғасына бекіту жерлерінде жарықтар немесе балқытып бекіту жіктерінің бұзылуы анықталған, серіппе ілмелер бұзылған немесе олардың қалдық деформациясы мен лабиринтті және резеңке тығыздағыштардың тығыздығы бұзылған кезде бүлінген бөлшектер мен элементтер өздеріне қойылатын техникалық талаптарға сәйкес қалпына келтіріледі.

15. Шанаптағы отынның деңгейі ең аз жол берілетін деңгейге дейін азайған кезде шикі отынның қоректендіргішін тоқтатуда жұмыс істейтін бастапқы технологиялық қорғау датчигін жөндеуден қабылдап алу:

1) технологиялық қорғау датчигін бекіту торабы шикі отын шанабының жабынында орнатылған;

2) бекіту торабына тот баспайтын болаттан жасалған сыйымдылық электроды тік асып қойылған;

3) отын шанаптан кратерлі түрде аққан кезде электродтың төменгі ұшы шикі отын қоректендіргішінің жұмыс органынан 2 м биіктікте шанапта пайда болатын шұқанақтың сағасында орнатылған.

16. Шанаптан отын іске қосылған кезде қоректендіргішті қорғау ажыратқаннан кейін сыйымдылық электродының дұрыс орнатылғаны тексеріледі:

1) электродты өзінің бекітілу торабына асып қою жерінде ток өткізетін байланыс бұзылған кезде аспалы электродтың өзінің бекітілу торабымен байланыс орны тазартылады;

2) сыйымдылық электроды шанаптағы шұқанақтың сағасына қатысты дұрыс бағдарланбаған кезде электродты бекіту торабы шұқанақтың тік осінде жатқан, шанапты жабу нүктесіне жылжытылады.

17. Шикі отынның қоректендіргішін жөндеуден қабылдап алу Жарылыс қауіпсіздігі қағидаларына және станциялар мен желілердің ҚТҚ-сына сәйкес жүргізіледі.

18. Шикі отынның қоректендіргішінде мыналар қамтылады:

1) қоректендіргіш тасымалдайтын отын қабатының биіктігін реттеуші;

2) отын шанаптан шығуын тоқтатқан кезде оның қозғалысын жетектейтін құралдарды қосу үшін жұмыс істейтін технологиялық қорғау датчигі;

3) бос жүрісте сыннан өткізу кезіндегі қоректендіргіш.

19. Шикі отынның қоректендіргішіне қойылатын техникалық талаптар:

1) қоректендіргіш тасымалдайтын отын қабатының биіктігін реттеуші;

2) отын шанаптан шығуын тоқтатқан кезде оның қозғалысын жетектейтін құралдарды қосу үшін жұмыс істейтін технологиялық қорғау датчигі;

3) бос жүрісте сыннан өткізу кезіндегі қоректендіргіш;

4) шикі отынның қоректендіргіштен диірменге ағуы.

20. Реттеушіні жөндеуден қабылдап алу кезінде отын қабатының биіктігі, отын қоректендіргішінің қабылдаушы келтеқұбыры шығу қимасының биіктігі таспалы қоректендіргіш үшін 400 мм және бірсатылы қырғыш қоректендіргіш үстелінің астында көлденең қима биіктігінің 0,85 мм-і деңгейінде қамтамасыз етіледі. Қоректендіргіштің өнімділігі оның қозғалтқышының айналу жиілігімен ғана реттеледі.

21. Отын қабатының биіктігін реттеушіні жөндеуден қабылдап алу реттеуші "пышағының" төменгі шет жағы мен таспалының таспасы немесе қырғыш қоректендіргіштің үстелі арасындағы қиманың биіктігін тікелей өлшеу арқылы жүргізіледі.

22. Қоректендіргіш тасымалдайтын отын қабатының биіктігін айқындайтын, реттеуші "пышағының" астындағы тік қима биіктігінің жеткіліксіздігі анықталған кезде реттеушінің "пышағы" талап етілетін биіктікке көтерілсін.

23. Технологиялық қорғау датчигін қарап-тексеру кезінде датчиктің жалаушасы көлденең қалыпқа көтеріледі және түсіріледі. Жалауша кедергісіз тік қалыпты қабылдайтынына және датчик осінің сыртқы ұшындағы шеті қорғау релесінің байланыстарын тұйықтайтынына көз жеткізіледі.

24. Бір мезгілде қорғау және шанаптағы отынның қозғалысын жетектейтін жүйенің әрекеттері тексеріледі:

1) жұмысқа қосылғанға дейін уақытты ұстап тұру мәні 10 секунд;

2) пневматикалық құлату жүйесіндегі электр магнитті клапандардың есептеу тезәрекеті;

3) электр магнитті жетегі бар дірілдеткіштер жұмысының циклдығы – қосылған қалыптың ұзақтығы 20 секундқа дейін және қосылу арасындағы үзілістер 3 минутқа дейін.

25. Датчик осінің өкшеліктерде еркін айналуына кедергі келтіретін қажалу және осьтің сыртқы ұшында шетін орнатуда іркілістер анықталған кезде датчиктің қалыпты жұмыс істеуіне кедергі келтіретін ақаулар жойылсын.

26. Бос жүрісте сыннан өткізу кезінде қоректендіргішке қойылатын техникалық талаптар:

1) таспалы қоректендіргіштің қырғыш шынжыры мен таспасы ауытқусыз керілген;

2) бос жүрісте жұмыс істеген кезінде қоректендіргіштің электр қозғалтқышының тогы зауыт белгілеген мәннен аспайды;

3) қырғыш шынжыр, таспа жұлқынбай әрі қажалмай, бірқалыпты қозғалады;

4) таспа барабандардан тыс "шығып кетпейді";

5) қоректендіргіш қозғалтқышының айналу жиілігінің диапазоны тасымалданатын отын қабатының берілген биіктігі кезінде өнімділіктің есептеу диапазонымен қамтамасыз етіледі.

27. Техникалық жай-күй бос жүрісті токтың есептеу мәнін өлшеу және онымен салыстыру және қоректендіргіштің жұмыс органы қозғалысының бірқалыптылығын және оның жетектелетін барабандағы орталықтандырылуын визуалды түрде бағалау арқылы айқындалады.

28. Қоректендіргіштің өнімділігі мынадай формула бойынша айқындалады, тонна/сағат (бұдан әрі – т/сағ):

, (1)

мұнда d – таспалы жетекті барабанның диаметрі немесе қырғыш қоректендіргіштің жұлдызшалары, м;

60 – ауыстырмалы коэффициент сағатына;

n – қоректендіргіш қозғалтқышының айналу жиілігі, минус бір дәрежедегі минута (бұдан әрі –мин^-1);

i – редуктордың берілісті саны;

b және h – тиісінше қоректендіргіштің қабылдау келтеқұбырынан шығудағы отын қабатының ені мен биіктігі, м;

– математикалық константа, 3,14-ке тең;

_нас – отынның үйінділік тығыздығы, тонна/текше метр (бұдан әрі – т/м³).

29. Тікелей үрлегіші бар тозаң дайындау жүйелеріндегі техникалық жай-күй:

1) қоректендіргіштің қажет ең төмен өнімділігі мынадай формула бойынша айқындалады, т/сағ:

(2)

мұнда (В_к)_л – ЖЭС-ке баратын ең жақсы сапалы отынның қазанның номиналды жүктемені көтеруі үшін қажетті шығысы, т/сағ;

Z_п – қазанда орнатылған тозаң дайындау жүйелерінің (қоректендіргіштердің) саны, дана;

0,6 – параллель жұмыста қазанның 60 – 100 % жүктемелері диапазонында қазанда орнатылған барлық тозаң дайындау жүйелерін пайдалану қажеттілігін ескеретін коэффициент;

2) қоректендіргіштің ең көп өнімділігі мынадай формула бойынша айқындалады:

(3)

мұнда (В_к)_ух – ЖЭС-ке баратын нашарлаған сапалы отынның қазанның номиналды жүктемені көтеруі үшін қажетті шығысы, т/сағ;

1 – нашарлаған сапалы отынның ауыстырмалы коэффициенті.

30. Қазанда орнатылған барлық қоректендіргіштер қозғалтқыштарының айналу жиілігін, олардың қозғалтқыштарының айналу жиілігін жалпы реттеу кезінде олар бүкіл реттеу диапазонында үйлестіріледі.

31. Қоректендіргіштер қозғалтқыштарының айналу жилігі 5 %-дан астам екпін алғанда жазық бақылаушы траверзінің қалпы тұрақты болған кезде және сатысыз реттеу жүйесіндегі кернеу артқан кезде жекелеген қоректендіргіштер қозғалтқыштарының айналу жиілігі жеке реттеушілермен реттеледі.

32. Шикі отынның қоректендіргіштен диірменге ағымын жөндеуден қабылдап алу:

1) тозаң дайындау жүйесін сығымдау кезінде ашық алаумен визуалды қарап-тексеру арқылы ағымның тығыздығын тексеру, бұл ретте, жыпылықтағыш мәжбүрлі түрде жабық болады;

2) жыпылықтағыш клапандары жүрісінің жеңілдігін қолдан тексеру;

3) жыпылықтағыштың иінтіректеріндегі жүктің дұрыс орналасуын тексеру.

33. Ағым қабырғаларының ықтимал жергілікті өтпелі тозуы кезінде ағымның тозған учаскелері ауыстырылады.

34. Мойынтіректер осьтерінің иілуі мен ақаулары салдарынан мойынтіректердегі клапандар осьтерінің қажалуы анықталған кезде клапандар мен мойынтіректердің ақаулы осьтері ауыстырылады.

35. Жыпылықтағыштың иінтіректерінде талап етілетін қалыпқа сай келмейтін жүктерді орналастыру кезінде жыпылықтағыштың иінтіректеріндегі жүктердің қалыптары тексеріледі. Диірменге отын жіберілген кезде иінтіректердегі жүктердің қалпын түпкілікті реттеу жүргізіледі.

3-тарау. Кептіру-желдету агентінің диірмен алдындағы трактісін жөндеуден пайдалануға қабылдап алу

36. Кептіру-желдету агентінің трактісіне техникалық талаптар Жарылыс қауіпсіздігі қағидаларына және станциялар мен желілердің ҚТҚ-сына сәйкес сәйкес қойылады.

Кептіру-желдету агентінің трактісі мыналарды қамтиды:

1) тарату корабынан диірменге дейінгі жоғары температуралы кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбыры;

2) жоғары температуралы кептіру-желдету агентінің газ тарту шахтасы;

3) газ-ауа құбырының тікелей диірмен алдында азаймалы учаскесі;

4) кептіру-желдету агентінің шығын өлшейтін құрылғысы;

5) кептіру-желдету агентінің температурасын өлшеу кешенінің бастапқы датчигі;

6) кептіру-желдету агентінің диірмен алдындағы қысымын іріктеу құрылғысы;

7) кептіру-желдету агентіндегі оттегінің мөлшерін айқындауға химиялық талдау үшін оның сынамасын іріктеу құрылғысы;

8) кептіру-желдету агентінің диірмен алдында газ-ауа құбырындағы клапандарды технологиялық бұғаттау.

37. Тарату корабынан диірменге дейінгі жоғары температуралы кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбырының техникалық талаптары:

1) осы учаскенің трассасында дәйекті түрде екі тығыз бұру клапаны орнатылады – біріншісі кептіру агентінің жүрісі бойынша – ілмекті, екіншісі – ілмекті-реттеуші;

2) осы клапандар арасында атмосфералық клапан орнатылады және төмен температуралы кептіру агенті газ-ауа құбырының ойығы жүзеге асырылады, онда толық өткізетін тығыз ілмекті-реттеуші клапан орнатылады;

3) кептіру агентінің диірмен алдында орнатылған жеке желдеткіші бар схемада арматурасы бар газ-ауа құбырының сипатталған учаскесі желдеткіштің сору жағында орналастырылады;

4) отынды жоғары температуралы жағу газдарымен кептіретін схемаларда газ тарту шахтасында арматура орнатылмайды.

38. Тарату корабынан диірменге дейінгі жоғары температуралы кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбырларын жөндеуден қабылдап алу кезінде тозаң дайындау жүйесін сығымдағанда ілмекті, ілмекті-реттеуші клапандар мен атмосфералық клапанның тығыздығы тексеріледі. Түтін жойғыш клапан (бұдан әрі – ТЖК) немесе бір бортты атқарушы тетік (бұдан әрі – БАТ) клапандарының қашықтықты ұштарын қате орнату салдарынан клапандар тығыз жабылмаған және толық ашылмаған кезде ТЖК немесе БАТ клапандарының ұштары клапанның ілмекті-реттеуші органы орын ауыстыруының толық жұмыс диапазонын қамтамасыз ететін қалыпта орнатылады.

39. Жоғары температуралы кептіру агентінің газ тарту шахтасына қойылатын техникалық талаптар:

1) газ тарту шахтасын шикі отынның бұзуынан қорғау мақсатында диірмен алдындағы отынды кептіру жүзеге асырылатын тік учаскенің үстінен сынықпен орындалады;

2) шикі отын ағымының ойығы орнына дейінгі шахтаның газ тарту учаскесінде оның кептіру агентінің шығысын жанама сипаттайтын аэродинамикалық кедергісін өлшеу ұйымдастырыладын;

3) газ тарту шахтасының қабырғаларында оның тік учаскесінің басында немесе шикі отынның ағымында суды бүрку үшін тозаңдататын бүріккіштер орнатылады;

4) газ тарту шахтасының қабырғаларында орнатқан кезде бүріккіштер қызуға берік тот баспайтын болаттан жасалған, диатомдық үгіндімен толтырылған арнайы қораптарға орналастырылады. Бүріккіштердің бастиектері көкжиекке қатысты кемінде 45 градус бұрышпен орнатылады;

5) бүріккіштердің сенімді жұмысы үшін оларды шикі отынның ағымдарында орналастыру қамтамасыз етіледі.

40. Тікелей диірменнің алдындағы газ-ауа құбырының азаймалы учаскесін жөндеуден қабылдап алу:

1) диірменнің алдындағы газ-ауа құбырының азаймалы учаскесі көкжиекке қатысты кемінде 60 градус бұрышпен және кемінде 3 м ұзындықпен орындалады;

2) тангенциалдық балғалы диірменмен құрастырыла отырып, азаймалы учаске тікбұрышты қимасы бар, үстіндегі шикі отынның ағымына іргелес көлбеу корап түрінде орындалады. Бұл ретте, қораптың ені диірменнің ұнтақтау камерасының ұзындығына тең болады, ал кіру келтеқұбырымен бірге қораптың ұзындығы кемінде 3 м-ді құрайды;

3) диірменнің ұнтақтау камерасының біркелкі желдетілуін қамтамасыз ету үшін өз ішінде қорап бүкіл ұзындығы бойынша екі тұтас аралық арқылы үш бірдей қимаға бөлінеді;

4) аралықтар көлбеу қорапқа алдын ала қосылған газ-ауа құбырында басталады және оған кемінде 1,5 м ұзындыққа кіреді;

5) диірменнің типіне қарамастан, көлбеу қораптың жоғарғы бөлігінде қималардың әрқайсысында тозаң дайындау жүйесінің шұғыл жұмыс режимдерінде тозаңдатылған суды бүрку үшін бір-бір бүріккіштен орнатылады.

41. Тексеру газ тарту шахтасының қаптамасы мен өтемдеуіштерінің бүлінген және бұзылған жерлерін визуалды қарап-тексеру арқылы жүргізіледі.

42. Газ тарту шахтасы қаптамасының жергілікті ақаулары мен бұзылуы анықталған, газ тарту шахтасының өтемдеуіштері жанған кезде газ тарту шахтасының бұзылған өтемдеуіштері мен қаптамасы қалпына келтіріледі.

43. Судың газ тарту шахтасының қабырғаларына тиюіне әкеп соғатын, бүріккіштердің қате орнатылғаны анықталған кезде газ тарту шахтасында бүріккіштер орнатылады.

44. Тікелей диірменнің алдындағы газ-ауа құбырының азаймалы учаскесіне қойылатын техникалық талаптар:

1) диірменнің алдындағы газ-ауа құбырының азаймалы учаскесі көкжиекке қатысты кемінде 60 градус бұрышпен және кемінде 3 м ұзындықпен орындалады;

2) тангенциалдық балғалы диірменмен құрастырыла отырып, азаймалы учаске тікбұрышты қимасы бар, үстіндегі шикі отынның ағымына іргелес көлбеу корап түрінде орындалады. Бұл ретте, қораптың ені диірменнің ұнтақтау камерасының ұзындығына тең болады, ал кіру келтеқұбырымен бірге қораптың ұзындығы кемінде 3 м-ді құрайды;

3) диірменнің ұнтақтау камерасының біркелкі желдетілуін қамтамасыз ету үшін өз ішінде қорап бүкіл ұзындығы бойынша екі тұтас аралық арқылы үш бірдей қимаға бөлінеді;

4) аралықтар көлбеу қорапқа алдын ала қосылған газ-ауа құбырында басталады және оған кемінде 1,5 м ұзындыққа кіреді;

5) диірменнің типіне қарамастан, көлбеу қораптың жоғарғы бөлігінде қималардың әрқайсысында тозаң дайындау жүйесінің шұғыл жұмыс режимдерінде тозаңдатылған суды бүрку үшін бір-бір бүріккіштен орнатылады.

45. Қораптың шикі отынның ағымына іргелес қабырғасының арқылы өтпелі тозуы, қаптама бастиегінің көлбеу қораптың секциясына қатысты осьсіздігі анықталған кезде тозған қабырғалар ауыстырылады және қаптамалар көлбеу қорапқа осьтестікте орнатылады.

46. Кептіру-желдету агентінің шығын өлшейтін құрылғысына қойылатын техникалық талаптар:

1) қазанның газ-ауа құбырларының құрастырылуына қарай шығын өлшейтін құрылғы кейіннен өлшеу нәтижелерін қоса отырып, кептіру агентінің жоғары температуралы және төмен температуралы трактілерінің әрқайсысында орнатылады;

2) штаттық шығын өлшейтін құрылғылар ретінде кептіру агентінің трактісіне тарылтушы құрылғылары бар айнымалы айырмалы шығынөлшеуіштер қолданылады;

3) тарылтушы құрылғымен немесе мультипликатормен өлшенетін қысым айырмасы тозаң дайындау жүйесіне кептіру-желдету агентінің шығысын автоматты реттеушісіндегі импульс ретінде пайдаланылады;

4) кептіру агенті шығысының индикаторы ретінде жоғары температуралы жағу газдарының кептіру агенті пайдаланыла отырып, тозаң дайындау жүйелерінде ойықтың орнына дейін газ тарту шахтасының учаскесінде өлшенетін қысым айырмасы пайдаланылады.

47. Тарылтушы құрылғының мөлшері мен бейінінде жол берілетіннен жоғары ауытқулар, өлшеу диафрагмасы жиегі өткірлігінің бұзылуы, тарылтушы құрылғының ағысты бөлігінде және қысымды іріктеулерде күлдің шөгіндісі анықталған кезде алдын ала күлдің шөгінділерін алып тастап, пневматикалық метрикалық Прандтль түтіктерімен тарылтушы құрылғыны анықтап тексеру жүргізіледі және алынған сипаттаманың негізінде кептіру-желдету агентінің шығысын өлшеудің бүкіл жүйесі түзетіледі.

48. Кептіру-желдету агентінің температурасын өлшеу кешенінің бастапқы датчигіне қойылатын техникалық талаптар:

1) кептіру-желдету агентінің тозаң дайындау жүйесіне берілетін температурасын өлшеуге арналған бастапқы датчик ретінде терможұптар пайдаланылады;

2) 600 Цельсий градусына (бұдан әрі –

С) дейінгі температураны өлшеу үшін – хромель-копель терможұптары (бұдан әрі – ХКТ), ал 600

С-тан 900

С-қа дейінгі температураны өлшеу үшін хромель-алюминий терможұптары қолданылады. Терможұптардың электродтарын оқшаулау үшін фарфордан немесе шамоттан жасалған бір- және екіарналы моншақтар, магнезит түтіктер қолданылады;

3) электродтарды қорғау үшін қызуға берік болаттан жасалған, терможұптың жылу инерциясын азайту үшін жұмыс ұшы жағынан ашық қыш және металл тыстар пайдаланылады;

4) терможұп шығын өлшейтін тарылтушы құрылғының жанынан кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбырында орнатылады.

49. Техникалық жай-күйді бағалау терможұптарға техникалық құжаттаманың бар-жоғын, оны пайдалану мерзімін тексеру, терможұп орнатылған жерді визуалды қарап-тексеру және жылу автоматикасы мен өлшеу цехының зертханасында терможұптың соңғы рет тексерілу күнінің өтіп кетуі арқылы жүргізіледі.

50. Терможұптың алдындағы газ-ауа құбырында терможұптың кептіру агенті ағынының табиғи орай ағуын бұрмалайтын бөгде заттардың болуы анықталған кезде жылу автоматикасы мен өлшеу цехының зертханасында терможұптың кезектен тыс тексерілуі жүргізіледі.

51. Диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеу құрылғысына қойылатын техникалық талаптар:

1) диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеу аксиальды балғалы диірмендердің жанындағы штуцерлер арқылы жүзеге асырылады, штуцер кейіннен іріктеулер бір серпінді желіге біріктіріле отырып, диірменнің әр аксиальды қалтасында бір-бірден орнатылады;

2) диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеу тангенциалдық балғалы диірмендердің жанындағы штуцерлер арқылы жүзеге асырылады, штуцер сондай-ақ кейіннен іріктеулер бір серпінді желіге біріктіріле отырып, диірменнің роторы алдындағы кептіру агентінің азаймалы көлбеу қорабының үш қималарының әрқайсысында бір-бірден орнатылады;

3) диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеу шар барабан диірмендердің жанындағы штуцерлер арқылы жүзеге асырылады, штуцер шикі отынның газ-ауа құбырының ойығы орнының алдында орнатылады;

4) диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеу орташа жүрісті диірмендердің жанындағы штуцерлер арқылы жүзеге асырылады, штуцер кептіру-желдету агентінің диірменнің ұнтақтау үстеліне кіріктірілген шүмектерінің астындағы қорапта орнатылады;

5) диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеу желдеткіш диірмендердің жанындағы штуцерлер арқылы жүзеге асырылады, штуцер ілмекті жапқыш алдындағы газ тарту шахтасының қабырғасында орнатылады, штуцерлер өлшенетін статикалық қысымның динамикалық тегеурінінің ықпалын болғызбау (сирету) үшін қатаң түрде газ-ауа құбырының қабырғасына қатысты тік орнатылады;

6) штуцер орнатылған және соған жақын жерде газ-ауа құбыры қабырғасының ішкі беті балқытып бекітуден қалған тамшылаусыз, абсолютті тегіс және таза етіп орындалады;

7) штуцерлерді жергілікті кедергілердің жанында орнатуға жол берілмейді;

8) штуцерді тазарту үшін ол алмалы-салмалы тығыз қақпақпен жарақтандырылады.

52. Техникалық жай-күйді бағалау газ-ауа құбырын штуцер орнатылған жерде жергілікті кедергілердің бар-жоғы және газ-ауа құбырының штуцер балқытып бекітілген жердегі қабырғасының абсолютті таза болуы тұрғысынан визуалды қарап-тексеру арқылы жүргізіледі.

53. Штуцердің газ-ауа құбырының қабырғасына көлбеу орнатылғаны анықталған, штуцер орнатылған жердің жанында газ-ауа құбырындағы жергілікті кедергідер болған, штуцер орнатылған жерде газ-ауа құбыры қабырғасының ішкі бетінде балқытып бекітуден қалған тамшылау, арматураның балқытып бекітілген кесінділері болған және штуцер мен оған жанасатын импульстік желіде отынның шөгінділері мен күл болған кезде штуцер орнатылады.

54. Ондағы оттегінің мөлшерін айқындауға арналған химиялық талдау үшін кептіру-желдету агентінің сынамасын іріктеу құрылғысына қойылатын техникалық талаптар:

1) оттегінің мөлшері кептіру-желдету агенті ретінде түтін газдары пайдаланылған кезде айқындалады;

2) олардағы оттегінің мөлшерін айқындау үшін кептіру-желдету агентінің сынамалары қысыммен жұмыс істейтін тозаң дайындау жүйелерінде диірмен алдындағы газ-ауа құбырларында іріктеледі;

3) сынамалар қысымды іріктеуге арналған штуцерлерге қойылатын талаптарға ұқсас штуцерлер арқылы іріктеледі.

55. Кептіру-желдету агентінің сынамаларын химиялық талдау тұрғысынан іріктеуді жөндеуден қабылдап алу кептіру-желдету агентінің қысымын іріктеуді қарап-тексеруге ұқсас визуалды қарап-тексеру арқылы жүргізіледі.

56. Диірменнің алдындағы кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбырындағы клапандарды технологиялық бұғаттауға қойылатын техникалық талаптар:

1) жоғары және төмен температуралы кептіру агентінің газ-ауа құбырларындағы ілмекті клапан мен ілмекті-реттеуші клапандар толық жабылғаннан кейін диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбырындағы атмосфералық клапанның автоматты түрде ашылуын тексеру жүргізіледі;

2) жоғарыда аталған клапандардың бірінің ашылуы басталғаннан кейін атмосфералық клапанның автоматты түрде жабылуын тексеру жүргізіледі;

3) бұғаттаудың іске қосылу үшін импульсті тексеру – барлық ілмекті-реттеуші және ілмекті клапандардың ТЖК немесе БАТ ұштарының жабылуға тұйықталуы және ашылуға ажыратуы жүргізіледі.

57. Диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің трактісіндегі ілмекті және ілмекті-реттеуші клапандардың ТЖК немесе БАТ ұштары қате орнатылған кезде диірмен алдындағы кептіру-желдету агентінің трактісіндегі ілмекті және ілмекті-реттеуші клапандардың ТЖК немесе БАТ ұштары технологиялық бұғаттаудың жұмысқа қабілеттілігін қамтамасыз ететін қалыпта орнатылады.

4-тарау. Тозаң құбырларын жөндеуден пайдалануға қабылдап алу

58. Тозаң құбырларына техникалық талаптар Жарылыс қауіпсіздігі қағидаларына және станциялар мен желілердің ҚТҚ-сына сәйкес қойылады.

59. Тозаң құбырлары мыналарды қамтиды:

1) тозаң дайындау жүйелерінің тозаңды қазанның оттығына тікелей үрлейтін тозаң құбырлары;

2) сепаратор мен тозаңтаратқыш арасындағы тозаң құбыры;

3) қазанның тозаңтаратқыштары мен оттықтары арасындағы тозаң құбырлары;

4) тозаң дайындау жүйелерінің тозаң шанабы бар тозаң құбырлары.

60. Тозаң дайындау жүйелерінің тозаңды қазанның оттығына тікелей үрлейтін тозаң құбырлары мыналарды:

1) сепаратор мен тозаңтаратқыш арасындағы тозаң құбырын;

2) қазанның тозаңтаратқыштары мен оттықтары арасындағы тозаң құбырларын қамтиды.

61. Сепаратор мен тозаңтаратқыш арасындағы тозаң құбырларына қойылатын техникалық талаптар:

1) сепаратор мен тозаңтаратқыш арасындағы тозаң құбырының учаскесінде диірмен мен сепараторды жұмыс істеп тұрған қазанда жөндеуді жүргізу кезінде оларды оттықтан ажыратуға арналған тығыз жөндеу жапқышы орнатылады;

2) жөндеу аяқталғаннан кейін жапқыш ернемектерден алынады және тозаң құбырының қимасына тең өту қимасымен жеткізуге ауыстырылады, бұл ернемектерде тозаңның шөгінділерін болғызбайды;

3) сепаратор мен тозаңтаратқыш арасындағы тозаң құбырының учаскесінде тозаң-газ-ауа қоспасының температурасын өлшеу кешенінің бастапқы датчиктері сепаратордың артында орнатылады;

4) бастапқы датчиктер ретінде термоэлектрлік түрлендіргіштер пайдаланылады.

62. Техникалық жай-күйді бағалау жапқыштың, ернемектердің, ернемектер нығыздалуының механикалық бұзылуының бар-жоғын визуалды қарап-тексеру және тозаң дайындау жүйесін сығымдау кезінде нығыздау тығыздығын тексеру арқылы жүргізіледі.

63. Жапқыш пен қондырманың тозаң құбырының жылулық кеңейтілуі мен жапқыш ернемектері нығыздалуының тығыз болмауы салдарынан ернемектердің ауытқуы туғызған сыналануға шейін орын ауыстыруы кезінде жапқыш пен қондырманың ернемектерде қажалуы анықталған кезде домкраттың көмегімен ернемектер оларға жапқыштың еркін орын ауыстыруын қамтамасыз ететін саңылауға дейін керіледі.

64. Қазанның тозаңтаратқыштары мен оттықтары арасындағы тозаң құбырларына қойылатын техникалық талаптар:

1) тозаң дайындау жүйелері жұмыс істеген кезде жапқыштар өту қимасы бар қондырмаларға ауыстырылады;

2) қысқа тозаң құбырларында аэродинамикалық кедергіні туралайтын және тозаң құбырларының бір тозаңтаратқышына қосылған арнайы дросселді салғылар болмаған кезде қысқа тозаң құбырларындағы қондырмалардың жоғарғы бөлігі жазық сегментті диафрагма түрінде орындалады.

65. Қондырманың жоғарғы бөлігінің қажалып тозуы анықталған кезде тозған сегментті диафрагмасы бар дросселді қондырма өту қимасы бар жаңа қондырмаға ауыстырылады, оның мөлшерлері анықтап тексеру нәтижелері бойынша нақтыланады.

66. Тозаң дайындау жүйелерінің тозаң шанабы бар тозаң құбырлары мыналарды:

1) шар барабан диірменнің және балғалы немесе орташа жүрісті диірменнің сепараторы артындағы тозаң құбырын;

2) ірі тозаңды сепаратордан диірменге қайтару ағымдарын;

3) циклон астындағы тозаңның ағымын;

4) диірмен желдеткішінің алдындағы тозаң құбырын;

5) бастапқы ауа қорабынан оттықтарға дейінгі негізгі тозаң құбырларын қамтиды.

67. Шар барабан диірменнің және балғалы немесе орташа жүрісті диірменнің сепараторы артындағы тозаң құбырының жай-күйіне қойылатын техникалық талаптар:

1) тікелей үрлегіші бар тозаң дайындау жүйелеріне арналған датчиктерге ұқсас тозаң-газ-ауа қопасының температурасын өлшеу кешенінің бастапқы датчиктері орнатылады.

68. Циклон астындағы тозаңның ағымына қойылатын техникалық талаптар:

1) циклон астындағы тозаңның ағымында араларындағы 0,6 м-ден астам қашықтықпен дәйекті түрде екі жапылықтағыш орнатылады;

2) жапылықтағыштар арасында жоңқа мен қоқысты ұстап қалуға арналған металл тор, сондай-ақ електі талдау үшін тозаңның сынамаларын іріктеу мақсатында қақпағы тығыз штуцер орнатылады;

3) жоғарғы жыпылықтағыштан шамамен 0,8 м-ге жоғары циклондағы тордың бітелуі туралы алдын ала технологиялық сигнал беру тізбектеріндегі импульс ретінде қызмет ететін сиретуді іріктеуге арналған штуцер орнатылады;

4) циклон тозаңмен бітелген кезде тозаң дайындау жүйесінің тоқтауына әсер ететін технологиялық қорғау үшін импульс ретінде қызмет ететін сиретуді екінші рет іріктеу циклонның цилиндрлі бөлігінің астында орнатылған ұқсас штуцер арқылы жүргізіледі.

69. Циклон астындағы тозаң ағымдарының техникалық жай-күйін бағалау торды визуалды қарап-тексеру және тозаң дайындау жүйесін сығымдау кезінде торға қол жеткізу үшін қызмет ететін шағын люктің және тозаңның сынамаларын іріктеу мен сиретуге арналған штуцерлер қақпақтарының тығыздығын тексеру арқылы жүргізіледі.

70. Тордың жыртылуы анықталған, онда қоқыс, бақыланатын элементтер тығыздағыштарының нығыздалмауы, сиретуді іріктеуге арналған штуцерлерден импульстік желілерді бұру басындағы атмосфералық тесіктердің тозаңмен және қоқыспен бітелуі болған кезде бүлінген тор жаңасына ауыстырылсын, тор қоқыстан тазартылсын, нығыздалмау жойылады және импульстік желілердегі бітеліп қалған атмосфералық тесіктер тазартылады.

71. Диірмен желдеткішінің алдындағы тозаң құбырына қойылатын техникалық талаптар. Диірмен желдеткішінің алдында мыналар:

1) кіріктірілген реттеуші жапқыш;

2) тозаң құбырының қабырғаларында ылғал конденсациясының болмауын бақылауға арналған кептіру-желдету агенті температурасының бастапқы датчигі орнатылады.

72. Техникалық жай-күйді бағалау жапқыштың орын ауыстыруының жұмыс диапазонын тексеру арқылы жүргізіледі.

73. Осьтегі жапқыштың жоғары люфті және ТЖК мен БАТ-тағы жапқыш ұштарының қате орнатылуы анықталған кезде люфт жойылады және ұштар бапталады.

74. Терможұп тысының тозаң құбырының қабырғасы арқылы өтетін жерінде нығыздалмау анықталған кезде терможұп орнатылған жер нығыздалады.

75. Бастапқы ауа қорабынан оттықтарға дейінгі негізгі тозаң құбырларын жөндеуден қабылдап алу. Бастапқы ауа қорабынан тозаң құбырларын бұруда тозаң араластырғыштарына дейінгі учаскелерде мыналар орнатылады:

1) кіріктірілген жапқыш;

2) шығын өлшейтін құрылғы;

3) бастапқы ауа қорабына қосылған тозаң құбырларының аэродинамикалық кедергісін туралау үшін қысқа тозаң құбырларындағы дросселді салғы (Вентури құбыры немесе сегментті диафрагма);

4) тікелей оттықтың алдында тозаң дайындау жүйесінің жұмысы кезінде тозаң құбырының қимасына тең өту қимасы бар қондырмаға ауыстырылатын жөндеу жапқышы орнатылады.

76. Ауаны тозаң құбырлары бойынша бөлудің 15 %-дан астам әркелкілігі анықталған кезде тозаң құбырларының аэродинамикалық кедергісі түзетіледі немесе дросселді салғылар ауыстырылады.

5-тарау. Тозаң дайындау жүйелері негізгі тораптарының конструкциялары мен құрастырылуын жөндеуден пайдалануға қабылдап алу

77. Осы Әдістемелік нұсқауларда тозаң дайындау жүйелері негізгі тораптарының конструкциялары мен құрастырылуын жөндеуден қабылдап алу Жарылыс қауіпсіздігі қағидаларына және станциялар мен желілердің ҚТҚ-сына сәйкес құрастырылды.

78. Шикі отынның шанабы мен қоректендіргіші. Оның номиналды сыйымдылығы барынша пайдаланыла отырып, отынның шанаптан іркіліссіз ағуын қамтамасыз ететін жалпы талаптар қабылданады.

79. Шанаптың оңтайлы нысаны – шыңы төмен қарай аударылған оське симметриялы қиылған пирамида.

80. Шанап қабырғаларының көкжиекке қатысты қисаю бұрышы мыналарға сәйкес қабылданады:

1) қойыртпақтар, дымқыл байыту өндіріс өнімі және сусымалы қасиеттері соларға жақын отындар үшін 75 градус;

2) басқа отындар үшін 70 градус.

81. Шанаптың шығу қимасының жиынтықталуды болғызбайтын ең аз мөлшері мынадай түрде қабылданады:

1) 1600 мм – қойыртпақтар және дымқыл байыту өндіріс өнімі үшін;

2) 700 мм – Екібастұз көмірі үшін;

3) 1000 мм – басқа отындар үшін.

82. Шанап бұрыштарының ішкі қырлары шанаптың бүкіл биіктігі бойынша радиусы 0,3-0,5 м ойыс металл жапсырмамен дөңгелектеледі. Шанаптың жапсырмалары мен қабырғалары арасындағы балқытып бекіту жіктері ажарлағыш машинкамен өңделсін.

83. Шанаптың шығу тесігінен отын қоректендіргішінің қабылдау келтеқұбырына қарай өтпелі келтеқұбыр қабырғаларының көкжиекке қатысты қисаюының ең аз бұрышы шанап қабырғаларының қисаю бұрышына тең етіп қабылданады.

84. Шанаптан қоректендіргішке қарай өтпелі келтеқұбырдың кез келген көлденең қимасы мен қоректендіргіштің қабылдау келтеқұбырының ең аз мөлшері шанаптың шығу тесігінің ең аз мөлшеріне тең етіп қабылданады.

85. Отын қоректендіргішінің тікбұрышты қабылдау келтеқұбырының ұзындығы оның екі еніне тең етіп қабылданады.

86. Қоректендіргіштің қабылдау келтеқұбырының қабырғалары қатаң түрде тік етіп қабылданады. Таспалы қоректендіргіш таспасының немесе қырғыш қоректендіргіш үстелінің үстіндегі және келтеқұбыр үстінде орналасқан қоректендіргіштің қабылдау келтеқұбырының жалпы биіктігі көмір жаптырығына қатысты 1000 мм етіп қабылданады.

87. Қоректендіргіш тасымалдайтын отынның жұмыс қабатының биіктігін айқындайтын отын қоректендіргішінің қабылдау келтеқұбыры шығу қимасының биіктігі таспалы қоректендіргіш үшін 400 мм етіп және бірсатылы қырғыш қоректендіргіш үстелінің астындағы көлденең қиманың 0,85 биіктігі етіп қабылданады.

88. Қоректендіргіштің өнімділігі оның қозғалтқышының айналу жиілігімен ғана реттеледі.

89. Бірсатылы қырғыш қоректендіргіштің шет жағының отынмен майлануын болғызбау үшін кейіннен электр қозғалтқышын шамадан тыс жүктеу бойынша оның электр қорғауын ажырата отырып, мыналар көзделеді:

1) қырғыш шынжыр үстелден шыққаннан кейін бірден оның үстінен ұштарымен қоректендіргіш корпусының қабырғаларына балқытып бекітілген көлденең оське еркін асып қойылған, қалыңдығы 10-12 мм және ені қырғыштың енінен 20 мм-ге аз металл табақ болып табылатын қырғыш шынжырдың механикалық тазартқышын орнату;

2) қоректендіргіш үстелінің шет жағы мен қырғыш шынжырдың жетектелетін жұлдызшалары арасындағы қашықтық отынның жұлдызшаларға тимеуі үшін жеткілікті етіп қамтамасыз етіледі.

90. Қоректендіргіш тасымалдайтын отын қабатының үстінен шанапқа барынша жақын етіп отын шанаптан шығуын тоқтатқан кезде шанаптағы отынның қозғалысын жетектейтін штаттық құралдардың жұмысын іске қосуға әсер ететін технологиялық қорғау датчигі орнатылады.

91. Балғалы диірмендері бар тозаң дайындау жүйелерінде қырғыш қоректендіргіштің шығу келтеқұбыры мен диірменнің кіру отын келтеқұбырының ұзындықтары диірменнің ұнтақтау камерасының ұзындығына тең етіп қабылданады.

92. Шикі отын ағымының қоректендіргіштен диірменге қарай трассасы бұрылыссыз және тік сызыққа барынша жақын, түзу етіп қабылданады.

93. Отынның ағым бойынша өтуі кедергісіз жүргізіледі. Отынның ағым қабырғаларын қажап тоздыруының ең аз қарқындылығына қатаң түрде тікбұрышты көлденең қимасы бар ағымды орындау және ішкі бұрыштарды ойыс металл жапсырмалармен дөңгелектеу арқылы қол жеткізіледі.

94. Ағымның сенімді жұмысы диаметрі 800 мм құбырдың бойынан кесілген жартылардан оның тар қапталдарын жасау кезінде және ағымның қалыңдығы көбірек "жұмыс" қабырғаларын орындау мен ағымның бүкіл ұзындығы бойынша көлденең балқытып бекітілген диаметрі 16-20 мм арматуралық шыбықтардың оның бетін тоздыруынан қорғау арқылы қамтамасыз етіледі.

95. Ағымның қоректендіргіш пен жыпылықтағыш арасындағы учаскесі қатаң түрде тік болып қабылданады.

96. Шикі отынның тікбұрышты ағымында клапандарының жабық қалпында көкжиекке қатысты қисаю бұрышы 70 градус және конвейер таспасы клапандарының жұмыс бетінде қақталмасы бар стандартты емес екі жапырақшалы жыпылықтағыштарды орнату ұсынылады.

97. Балғалы диірменмен құрастырыла отырып, ағымның көлденең қимасының, диірменнің ұнтақтау камерасы мен қырғыш қоректендіргіштің шығу келтеқұбырының ұзындықтары тең болып қабылданады.

98. Тангенциалдық балғалы диірменмен құрастырыла отырып, шикі отынның ағымы оның астында орналастырылған кептіру-желдету агентінің газ-ауа құбырына іргелес орындалады.

99. Диірмен алдындағы газ-ауа құбырлары бақылау-өлшеу аспаптары датчиктерінің схемасына, құрастырылуына және арматурамен жарақтандырылуына қойылатын талаптар:

1) кептіру-желдету агентінің шығысына жедел бақылау жүргізіледі;

2) кептіру агентінің диірменіне берілетін температураны реттеу жүргізіледі;

3) тозаң дайындау жүйелерінің шұғыл жұмыс режимдерінде кептіру агентінің температурасын жедел азайту жүргізіледі;

4) кептіру агентінің диірменге жіберілуін тығыз ажырату жүргізіледі;

5) кептіру-желдету агентін балғалы диірмен роторының ұзындығы бойынша біркелкі тарату жүргізіледі.

100. Тозаң құбырлары тез тозатын учаскелерді шектейтін ернемектердің саны ықтимал ең аз болатын балқытып бекітілген қосылыстар арқылы орындалады.

101. Тозаң құбырларының конструкциясы мен құрастырылуы оларда тозаңның түзілу мүмкіндігін болғызбайтындай және тасымалдаушы агент пен тозаңның тозаң құбырлары бойынша біркелкі таратылуын қамтамасыз ететіндей, 75 % етіп орындалады.

102. Аралық шанабы бар және ыстық ауа арқылы оттықтарға тозаңды беретін тозаң дайындау жүйелерінде бастапқы ауа қорабы тозаң құбарлыранынан жоғары орналастырылады. Тозаң құбарларының тозаң араластырғыштары алдындағы учаскелері соңғыларының жағына қарай 10 градус еңіс етіп орындалады.

103. Тозаң құбырлары бастапқы ауа қорабынан бұрылатын жерлерде жапқыш пен тозаң араластырғышы арасында тасымалдаушы агенттің шығысын бақылау үшін шығын өлшейтін органдар және тозаң құбырларының аэродинамикалық кедергісін туралайтын дросселді салғылар орнатылады.

104. Тозаң бітеліп қалған тозаң құбырларын сығылған ауамен үрлеп тазарту үшін олардың түзу учаскелерінде әрбір 6 м сайын және тозаң құбырларының бұрылыстарында тасымалдаушы агент қозғалатын жаққа көлбеу етіп бұрандасында тығыз қақпақтары бар диаметрі 30 мм штуцерлер орнатылады.

105. Тозаң құбырларының бұрылыстары қабырғалардың қарқынды жергілікті тозуын болғызбайтын тозуға берік материалдардан жасалады.

106. Тозаң құбырлары жүйелеріндегі тозаң құбырлары бұрылыстарының радиустары кемінде 1000 мм етіп қабылданады.

107. Кептіру агентін қайта айналдыратын тозаң құбырының диірмен желдеткішінің арынды жағынан диірменге қарай трассасы көкжиекке қатысты 45 градус көлбеу бұрышпен көтеріліп-түсірілетін етіп және құбыржол иілетін қимада реттеуші клапан орнатыла отырып орындалады.

108. Тозаңды сепаратордың ішкі және сыртқы конустарынан диірменге қайтару ағымдарында және қайтарудың жалпы ағымында ыстық ауаның сепараторға кіруін болғызбау үшін клапанды жыпылықтағыш жаптырықтар орнатылады. Циклон астындағы тозаңның ағымында дәйекті түрде екі жапылықтағыш орнатылады, олардың арасында шанапқа кіретін тозаңды жоңқа мен қоқыстан тазартуға арналған металл тор орнатылады.

109. Тозаңның импульстік желілерге кіруінен қорғауды және толықсу амплитудасын қысқартуды қамтамасыз ететін, бақылау-өлшеу аспаптары мен технологиялық қорғау және сигнал беру үшін импульс ретінде пайдаланылатын тозаң-газ-ауа қоспасының тозаң дайындау жүйесінің трактісі бойынша ағынының қысымын іріктеуге арналған құралдар қабылданады.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 22-қосымша

Электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарының өзгерістерін талдау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарының өзгерістерін талдау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

Әдістемелік нұсқаулар электр станцияларының энергетикалық қазандықтарының жалпы отын шығыстарын ол босататын электр энергиясы мен жылу арасында бөлу кезіндегі бірыңғай әдіснамалық тәсілді қамтамасыз ету жөніндегі ұсынымдар болып табылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда электр станцияларындағы энергия өндірісінің үнемділік деңгейін айқындайтын бастапқы буындар ретінде электр станциялары жабдықтарының шағын топтары алынған. Шағын топ бойынша отынның үлестік шығысының өзгерісі жабдық үнемділігінің, электр энергиясын өндіру мен сыртқы тұтынушыларға жылу беру арақатынасының турбоагрегаттарда ішінара немесе толық пайдаланылған бу есебінен өзгеруімен негізделеді. Жабдықтардың шағын топтарының әрқайсысы бойынша көрсеткіштер өзгермеген болса, жабдықтардың шағын тобы мен жалпы электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысы электр станциясының жабдықтары тобының энергияны жалпы босатуына жабдықтардың шағын топтарының қатысу үлесінің өзгеруімен айқындалады.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) жабдықтардың шағын топтары – бұл тозаң-көмір және газ-мазут қазандықтары мен олармен бірге жұмыс істейтін конденсациялық турбоагрегаттардың немесе жаңа будың тиісті қысымының бу іріктеуі реттелген турбоагрегаттардың жиынтығы. Энергия блоктары үшін – қуаты бірдей;

2) жабдықтар тобы – тозаң-көмір немесе газ-мазут шағын топтарының жиынтығы;

3) жабдықтың үнемділігі – жөндеу және пайдалану мақсатында қызмет көрсету деңгейі, электр мен жылудың орташа жүктемелері.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Электр энергиясына отынның үлестік шығысының өзгерісін талдау

4. Жабдықтың үнемділігінің өзгеруін және жылыту тиімділігінің өзгеруін талдау конденсациялық циклдің бұрын пайдаланылған көрсеткіштеріне сәйкес келетін электр энергиясы мен жылудың бөлек өндірісінің көрсеткіштерін пайдалана отырып жүргізіледі. Отынның үлестік шығыстарының өзгеруін талдау екі сатыдан тұрады – электр энергиясы мен жылудың бөлек өндірісінің көрсеткіштерін талдау және жылыту тиімділігін талдау.

5. Жабдықтардың шағын топтарының әрқайсысының әсерін айқындау кезінде көрсеткіште а жоласты индексінің болуы оның талданатын кезеңге, б индексінің болуы – базалық кезеңге (отынның үлестік шығысы өзгеруінің құрамдас бөліктері соған қатысты айқындалады) тиесілі екенін білдіреді. Егер i индексі болмаса, i жоласты индексі көрсеткіштің жабдықтардың шағын тобына тиесілі екенін көрсетеді.

6. Жабдықтардың шағын топтарының әрқайсысының бөлек өндіріс кезіндегі факторлардың өзгеруі есебінен электр энергиясына отынның үлестік шығысының өзгеруіне әсері мына формулалар бойынша жүргізіледі:

1) жабдықтың үнемділігіне байланысты отынның үлестік шығысының өзгеруі:

(1)

(2)

мұнда - бөлек өндіріс кезінде электр энергиясына жұмсалатын отынның үлестік шығысы, сағатына грамм/кило Ватт (бұдан әрі – г/(кВт*сағ);

a_i^э – жабдықтың үнемділігі;

Э_от – электр энергиясын босату, сағатына мың кило Ватт (бұдан әрі – кВт*сағ);

2) электр энергиясын босату құрылымына байланысты отынның үлестік шығысының өзгеруі:

(3)

3) жабдықтардың шағын тобы бойынша отынның үлестік шығысының барлық өзгеруі:

(4)

7. Жабдықтардың шағын топтарының әрқайсысының электр энергиясына отынның үлестік шығысының өзгеруіне бірлескен өндіріс кезіндегі факторлардың өзгеруі есебінен әсері:

1) электр энергиясын өндіру және пайдаланылған бумен жылуды босату көлемдерінің арақатынасы мына формула бойынша айқындалады:

(5)

мұнда

- электр энергиясын босату бойынша отынды үлестік үнемдеу, оның деңгейі электр энергиясын өндірудің және пайдаланылған бумен жылуды босатудың арақатынасымен айқындалады, г/(кВт*сағ):

(6)

мұнда b_эi – электр энергиясына жұмсалатын отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы, г/(кВт*сағ);

2) электр энергиясын босату құрылымына байланысты отынның үлестік шығысының өзгеруі:

(7)

3) жабдықтардың шағын тобы бойынша отынның үлестік шығысының барлық өзгеруі:

(8)

4) жабдықтардың шағын тобы бойынша жиыны:

(9)

8. Осы фактор бойынша жабдықтардың тозаң-көмір және газ-мазут шағын топтары әсерінің жиынтығына m факторлардың әрқайсысы (l жолүсті индексімен) бойынша жабдықтардың n топтарының әрқайсысының (k жоласты индексімен) электр станциясы бойынша жалпы отынның үлестік шығысына әсері мына формула бойынша айқындалады:

(10)

9. Барлық жабдықтар топтарының әрқайсысына – m факторлардың барлығы бойынша жабдықтардың осы тобы әсерінің жиынтығына мына формула бойынша айқындалады:

(11)

10. m факторлардың барлығы бойынша жабдықтардың барлық n шағын топтарына (немесе q топтарына) жалпы отынның үлестік шығысының әсері мына формула бойынша айқындалады:

(12)

11. Факторлардың әрқайсысы бойынша отынның абсолюттік шығысының өзгеруі отынның үлестік шығысының өзгеруі мен талданып отырған кезеңде электр станциясының электр энергиясын босатуы мәндерінің көбейтіндісі ретінде айқындалады.

3-тарау. Жылу энергиясына жұмсалатын отын шығысының өзгеруін талдау

12. Жабдықтардың шағын топтарының жылу энергиясына жұмсалатын отынның үлестік шығысының өзгеруіне бөлек өндіріс кезінде мына факторлардың әрқайсысының өзгеруі есебінен әсері:

1) жабдықтың үнемділігіне байланысты отынның үлестік шығысының өзгеруі:

(13)

мұнда - бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтар бойынша отынның үлестік шығысы (жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығыны ескерілмейді), килограмм/Гигакалорий (бұдан әрі – кг/Гкал);

b_пвк – ең жоғары су қыздыру қазандықтары бойынша отынның үлестік шығысы, кг/Гкал;

,

- электр станциясының жалпы босатуында жабдықтардың шағын тобының энергетикалық (жаңа бумен, ашық тарату құрылғылары (бұдан әрі – АТҚ) арқылы, іріктеуден және турбоагрегаттардың конденсаторларынан) және ең жоғары су қыздыру қазандықтарының жылу босату үлесі Q_от,

(14)

(15)

2) жылу босату құрылымына байланысты отынның үлестік шығысының өзгеруі мына формула бойынша айқындалады:

(16)

мұнда - бөлек өндіріс кезіндегі электр станциясы бойынша отынның орташа үлестік шығысы, жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығындары ескерілмеген, кг/Гкал.

3) жылыту қондырғысына жұмсалатын энергиясы шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(17)

мұнда Э _тепл.i - электр энергиясының жылыту қондырғысына шығындары, мың кВт*сағ;

4) жабдықтардың шағын тобы бойынша барлық энергия шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(18)

13. Бірлескен өндіріс кезінде (жылыту тиімділігі өзгереді):

1) пайдаланылған бумен электр энергиясын өндіру және жылу босату көлемдерінің арақатынасы мына формула бойынша айқындалады:

(19)

мұнда

- жылу босату бойынша отынның үлестік үнемделуі, оның деңгейі пайдаланылған бумен электр энергиясын өндірудің және жылу босатудың арақатынасымен айқындалады, кг/Гкал:

(20)

мұнда - энергетикалық қазандықтар бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы, жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығындары ескерілмеген, кг/Гкал;

2) жылу босатудың құрылымы:

(21)

3) жылыту қондырғысына жұмсалатын энергия шығысы:

(22)

4) жабдықтардың шағын тобы бойынша барлығы:

(23)

. (24)

14. Жалпы электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысына жабдықтардың шағын топтарының әрқайсысының, факторлардың әрқайсысының әсері мына формулалар бойынша айқындалады:

1) электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысының жалпы өзгеруі мына формулалар бойынша айқындалады:

(25)

2) факторлардың әрқайсысы бойынша отынның абсолюттік шығысының өзгеруі отынның үлестік шығысының өзгеруі мен талданып отырған кезеңде электр станциясының жылуды босатуы мәндерінің көбейтіндісі ретінде айқындалады.

4-тарау. Электр станцияларының есептерінде қамтылмайтын отынның үлестік шығысын талдау

15. Бөлек өндіріс кезінде электр энергиясын өндіруге жұмсалатын отынның үлестік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(26)

мұнда b_э - отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы, г/(кВт*сағ)

- бөлек өндіріс кезінде электр энергиясына жұмсалатын отын шығысының ұлғаю коэффициенті (турбоагрегаттардан сыртқы тұтынушыларға жылу босату шартты түрде болмаған кезде).

16. Ең жоғары су жылыту қазандықтары бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы және бөлек өндіріс кезіндегі отынның үлестік шығысы өзара тең, мына формула бойынша айқындалады:

(27)

мұнда В_пвк - ең жоғары су жылыту қазандықтары жұмсаған шартты отын саны, тонна;

- ең жоғары су жылыту қазандықтарының сыртқы тұтынушыларға жылу босатуы, Гкал.

17. Жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығындарын ескермей, энергетикалық қазандықтар бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(28)

мұнда В_тэ – жылу босатуға жұмсалатын шартты отынның жалпы шығысы, тонна;

Э_тепл - жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығысы, мың кВт*сағ;

- энергетикалық қазандықтар қамтамасыз еткен сыртқы тұтынушыларға жылу босату (жаңа бумен, АТҚ-дан, іріктеуден және турбоагрегаттардың конденсаторларынан), Гкал:

(29)

мұнда Q_от - сыртқы тұтынушыларға жалпы жылу босату, Гкал.

18. Бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтар бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(30)

мұнда

- бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтардың отын шығысының ұлғаю коэффициенті (турбоагрегаттардан сыртқы тұтынушыларға жылу босату шартты түрде болмаған кезде).

19. Жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығындарын ескермей, энергетикалық және ең жоғары су жылыту қазандықтары бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(31)

20. Бөлек өндіріс кезінде энергетикалық және ең жоғары су жылыту қазандықтары бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(32)

21. Жылыту қондырғысына жұмсалатын электр энергиясының шығындарын ескере отырып, бөлек өндіріс кезінде энергетикалық және ең жоғары су жылыту қазандықтары бойынша отынның іс жүзіндегі үлестік шығысы мына формула бойынша айқындалады:

(33)

5-тарау. Қазандықтар мен турбоагрегаттар көрсеткіштерінің электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысына әсерін талдау

22. Қазандықтар мен турбоагрегаттар көрсеткіштерінің электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысына әсері мына формулалар бойынша айқындалады:

1) бөлек өндіріс кезінде:

(34)

мұнда

(35)

2) бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтар бойынша:

(36)

3) электр энергиясын босату бойынша жылыту әсері:

(37)

мұнда

(38)

4) жылу босату бойынша жылыту әсері:

(39)

23. Әрбір j-ші аралық көрсеткіштің жабдықтардың i-ші шағын тобы отынының үлестік шығысының өзгеруіне әсерінің алдын ала мәндері мына формулалар бойынша айқындалады:

1) мына формула бойынша айқындалған (34):

(40)

2) мына формула бойынша (36):

(41)

3) мына формула бойынша (37):

(42)

4) мына формула бойынша (39):

(43)

мұнда П_ijч және П_ijз – тиісінше аралық көрсеткіштердің әрқайсысының тиісті формулалардың тиісінше алғышы мен бөлгішіндегі мәндері;

24. Мына формулаға (34) кіретін барлық көрсеткіштер әсерінің алдын ала мәндерінің жиынтығын айқындау мына формула бойынша айқындалады:

(44)

мына формулаға (36):

(45)

мына формулаға (37):

(46)

мына формулаға (39):

(47)

25. Аралық көрсеткіштердің әрқайсысының жабдықтардың шағын топтары отынының үлестік шығыстарына әсерінің нақтыланған мәндерін есептеу мына формула бойынша айқындалады:

(48)

(49)

(50)

(51)

26. Аралық көрсеткіштердің әрқайсысының жалпы электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысына әсерінің мәнін есептеу мына формула бойынша айқындалады:

(52)

(53)

(54)

(55)

27. Жабдықтардың кіші тобындағы отынның үлестік шығысының өзгеруіне аралық көрсеткіштердің әсерін есептеу үлгісі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес.

Электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарының өзгерістерін талдау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымша

Жабдықтардың шағын тобы отынының үлестік шығыстарының өзгеруіне аралық көрсеткіштердің әсерін есептеу үлгісі

1. Жабдықтардың шағын тобы бойынша отынның үлестік шығысының бастапқы мәндері:

1) жабдықтардың шағын тобы бойынша базалық кезеңдегі отынның үлестік шығысы

= 367,834 (кВт*сағ);

2) жабдықтардың шағын тобы бойынша талданып отырған кезеңдегі отынның үлестік шығысы

= 415,521 (кВт*сағ);

3) жабдықтардың шағын тобы бойынша базалық кезеңдегі жылыту әсері

= 65,842;

4) жабдықтардың шағын тобы бойынша талданып отырған кезеңдегі жылыту әсері

= 72,633;

5) бөлек өндіріс кезінде электр станциясы бойынша қазандықтар мен турбоагрегаттар отынының үлестік шығысы

= 47,687 (кВт*сағ);

6) электр энергиясын босату бойынша жылыту әсері

= 6,791;

7) бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтар бойынша электр станциясы бойынша базалық кезеңдегі отынның үлестік шығысы

= 174,324 (кВт*сағ);

8) бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтар бойынша электр станциясы бойынша талданып отырған кезеңдегі отынның үлестік шығысы

= 188,558 (кВт*сағ);

9) базалық кезең бойынша жылытуға жұмсалатын отынның үлестік шығысының өзгеруі

= 31,203;

10) талданып отырған кезең бойынша жылытуға жұмсалатын отынның үлестік шығысының өзгеруі

= 32,960;

11) бөлек өндіріс кезінде энергетикалық қазандықтар бойынша электр станциясы бойынша отынның үлестік шығысының өзгеруі

= 14,234;

12) бөлек өндіріс кезінде жылу босату бойынша электр станциясы бойынша жылыту әсері

= 1,757.

2. Отынның үлестік шығысының өзгеру көрсеткіштерінің бастапқы мәндері және есептердің нәтижелері осы қосымшаның 1 және 2-кестелерінде келтірілген.

1-кесте

Талданып отырған көрсеткіштердің бастапқы мәндері және есептердің нәтижелері

Аралық көрсеткіш			Аралық көрсеткіштің өзгеріске әсерінің мәні
Шартты белгі	Кезеңдегі мән
	базалық	талданып отырған	алдын ала	нақтыланған	алдын ала	нақтыланған
-	-	-	40*	47*	41*	48*
	2083	2142	10,419	10,946	-	-
100 +	101,0	102,0	3,642	3,826	-	-
100 +	101,2	102,2	-	-	1,723	1,762
	90,0	87,0	12,684	13,325	6,011	6,148
кQ	1,0	1,0	0,0	0,0	0,0	0,0
100 –	98,0	97,0	3,792	3,984	1,797	1,838
100 –	94,03	91,28	11,082	11,642	5,252	5,372
100 -	98,5	97,0	-	-	-2,655	-2,715
	98,5	97,5	3,773	3,964	1,788	1,829
1 -	0,3522	0,3444	-	-	-	-
	0,5082	0,5012	-	-	-	-
			44*	-	45*	-
Жиыны			45,392	47,687	13,916	14,234
* Есептік формуланың нөмірі.

2-кесте

Талданып отырған көрсеткіштердің бастапқы мәндері және есептердің нәтижелері

Аралық көрсеткіш	Аралық көрсеткіштің өзгеріске әсерінің мәні
Шартты белгі
	алдын ала	нақтыланған	алдын ала	нақтыланған
	42*	49*	44*	50*
	1,865	2,199	-	-
100 +	0,652	0,769	-	-
100 +	-	-	0,308	0,395
	2,270	2,676	1,076	1,380
кQ	0,0	0,0	0,0	0,0
100 –	0,679	0,800	0,322	0,413
100 –	1,984	2,339	0,940	1,205
100 -	-	-	-0,475	-0,609
	0,675	0,796	0,320	0,410
1 -	-1,458	-1,719	-0,691	-0,886
	-0,907	-1,069	-0,430	-0,551
	46*	-	47*	-
Жиыны	5,760	6,791	1,370	1,757
* Есептік формуланың нөмірі.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 23-қосымша

Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларында (бұдан әрі – ЖЭС) мазут шығын өлшеуге арналған.

Мазут шығысын өлшеуді ұйымдастыру мен орындау ЖЭС-та жүргізіледі және шығын өлшеуіш, арнайы тарылтатын құрылғыларға (бұдан әрі – АТҚ) қолданылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда ЖЭС станционарлық жұмыс істеу режимінде өлшеудің жол берілетін дәлсіздік мәндерімен өлшеу нәтижелерін алу үшін өлшеулерді орындау шарттары, өлшеу әдістері мен құралдарына, өлшеулер дәлсіздіктерінің сипаттамаларына қойылатын талаптар, өлшеуді дайындау және орындау тәртібі, өлшеу нәтижелерін өңдеу тәсілдері айқындалады.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

4) мазут – мұнайды, сұйық газ шикізатын қайта өңдеу өнімдерінен алынатын және көлік құралдары, станционарлық қазандықтар және технологиялық қондырғылар үшін арналған мұнай отыны;

5) тарылтатын құрылғы – құбыржол қимасының ауданын кішірейту (ағынды тарылту) жолымен орта қысымының құбылуын құру үшін өтпелі тесігі бар өлшеу құбыржолына орнатылатын техникалық құрылғы;

6) өлшеу жүйесі – осы кеңістікке тән бір немесе бірнеше физикалық көлемді өлшеу мақсатымен бақыланатын кеңістіктің әртүрлі нүктелерінде орналастырылған байланыс арналарымен өзара байланыстырылған өлшеу құралдары мен көмекші құрылғылар жиынтығы;

7) планиметр – жазық кеңістікте салынған тұйық сұлбалардың ауданын қарапайым механикалық айқындау (интеграциялау) үшін қызмет ететін аспап.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Өлшенетін параметр туралы мәліметтер

4. Мазутпен жұмыс істейтін қазандықтар үшін мазут шығын өлшеу мазут сорғысынан қазандыққа дейін әрбір магистральды мазут құбырында және қазандықтан кері айналатын мазут құбырында, реттейтін клапанға дейін қазандықтың тегеурінді мазут құбырында, қазандықтан кері айналу сызығында, қазандықтың әрбір форсункасында мазут беретін мазут құбырында орындалады.

Мазут жағылатын немесе резервтік отын болып табылатын қазандықтар үшін мазут шығысын өлшеу мазут сорғысынан қазандыққа дейінгі әрбір магистральды мазут құбырында және қазандықтан кері айналатын мазут құбырында орындалады.

5. Мазуттың параметрлеріне қойылатын негізгі талаптар:

1) механикалық және бу-механикалық форсункалар алдындағы отынның тұтқырлығына қойылатын талаптарға сәйкес механикалық және бу-механикалық форсункалар үшін мазуттың тұтқырлығы 1,6 ^. 10^-5 шаршы метр/секунд (бұдан әрі – м²/с) аспайды. Егер техникалық шарттар бойынша тұтқырлық ұсынылатын тұтқырлықтан өзгешеленетін болса, жоғарыда көрсетілгенді қолдану қажет;

2) бу және ротация форсункалар алдындағы отынның тұтқырлығына қойылатын талаптарға сәйкес бу және ротация форсункалар үшін 4,4 ^. 10^-5 м²/с аспайды. Егер техникалық шарттар бойынша тұтқырлық ұсынылатын тұтқырлықтан өзгешеленетін болса, жоғарыда көрсетілгенді қолдану қажет;

3) жергілікті нұсқаулықтарды негізге ала отырып, жағылатын форсунка типіне байланысты мазуттың температурасы.

3-тарау. Өлшеуді орындау шарттары және өлшеу дәлсіздіктерінің сипаттамалары

6. Өлшеу жүйесі арқылы мазут шығысын өлшеу жүзеге асырылады, оның құрамдық элементтері әртүрлі сыртқы шарттарда орналасқан.

Өлшеу жүйесінің элементтері орнатылған жерлердегі қоршаған ортаның температурасын өлшеу диапазоны осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес қолданылады.

7. Мазут шығысын өлшеуді орындау кезінде сыртан әсер ететін шамалар өзгерісінің барлық диапазонындағы дәлсіздіктердің жол берілетін мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес қолданылады.

8. Шығын датчиктерімен бір кешенде ақпараттық өлшеу жүйесін (бұдан әрі – АӨЖ) немесе ақпараттық-есептеу жүйесін (бұдан әрі – АЕЖ) қолдану кезінде дәлсіздіктердің жол берілетін мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 3-кестесіне сәйкес қолданылады.

9. Стационарлық режим кезінде мазут шығысын өлшеу нәтижелері:

1) шығын - 36,9 тонна/сағат (бұдан әрі – т/сағ);

2) дәлсіздік -

-1,6-дан +1,6 т/сағ дейін;

3) қысым - Р = 0,95 Паскаль (бұдан әрі – Па);

4) өлшеу шарттары - мазут температурасы 125

С, мазуттың тығыздығы 867,1 килограмм/текше метр (бұдан әрі – кг/м³).

10. Қазандықтар жұмысының стационарлық емес режимі үшін мазут шығысын өлшеудегі дәлсіздік нормаланбаған.

4-тарау. Арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу әдісі және өлшеу жүйесінің құрылымы

11. Мазут шығысын өлшеу әдісі әлеуетті ағын энергиясының кинетикалық энергияға ішінара ауысуының нәтижесінде АТҚ-да түзілетін қысымның ауытқуына тәуелділікке негізделген. Жалғастыратын желілер бойынша АТҚ-да түзілетін қысымның ауытқуы өлшеу түрлендіргішіне беріледі, онда өлшенеді және біріздендірілген электр сигналына түрленеді.

Өлшеудің нәтижелері осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1 және 2-суреттеріне сәйкес өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы арқылы тікелей немесе осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 3-суретіне сәйкес АӨЖ немесе АЕЖ арқылы шығын бірліктерімен ақпаратты ұсыну құралдарына шығарылады.

12. Мазут шығысын АӨЖ немесе АЕЖ көмегімен өлшеген кезде өлшеу түрлендіргішінен біріздендірілген ток сигналы түрінде белгісі шығатын ақпарат агрегаттық өлшеу жүйелері (бұдан әрі – ӨЖ) арқылы түрлендіруге ұшырайды және өлшеу нәтижелерін автоматты түрде өңдеу, техникалық экономикалық көрсеткіштерді (бұдан әрі – ТЭК) есептеу және технологиялық процесті басқару үшін сигнал есептеу кешеніне түседі.

13. Осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1 және 2-суреттеріне сәйкес арнайы тарылтатын құрылғыларды, өлшеу тжүйесінің құрылымдық схемасын қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жүйесіне кіретін ӨЖ типтері, техникалық және метрологиялық сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 4-суретіне сәйкес ұсынылады.

14. Қосалқы ӨЖ типтері, техникалық және метрологиялық сипаттамалары осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 5-кестесіне сәйкес ұсынылады. Осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 3-суретіне сәйкес АӨЖ (АЕЖ) пайдаланылатын өлшеу жүйесінде ұсынылған, әрбір нақты жағдайда құрылымдық схеманың құрастырылуы дербес болып табылады.

15. АТҚ-ның, шығыршықты камералардың, бөлу түтіктерінің геометриялық параметрлерін және оларды орнатуды жасап шығарушы зауыт пен пайдаланушы ұйымн қамтамасыз етеді.

5-тарау. Арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеуге дайындалу және оны орындау тәртібі

16. Өлшеуді орындауды бастар алдында мыналар тексеріледі:

1) өлшеу жүйесі элементтерін монтаждауды орындаудың дұрыстығы;

2) бөлу түтіктерін таңдаудың және орнатудың талаптарға сәйкестігі;

3) өлшеу жүйелерінін элементтерінде коррозия іздерінің, механикалық зақымдардың болмауы;

4) АТҚ мен бөлу түтіктері орнатылған жерлерде жылуды оқшаулаудың сапасы;

5) Түтіктерде бөлу сұйықтығының болуы;

6) қысымның ауытқу импульстерін беретін жолдардың тығыз бітелуі (вентильдерде, АТҚ арматурасында, бөлу түтіктерінде, жалғастырушы желілерді, өлшеу түрлендіргішінде тесіктердің болмауы);

7) ӨЖ тұйықталуының сенімділігі;

8) монтаж бойынша жасырын жұмыстарды куәландыру актісінің және АТҚ тексеру (орнату) актісінің болуы;

9) АТҚ калибрлеу туралы қолданыстағы калибрлеу таңбаларының немесе сертификаттарының, бастапқы өлшеу түрлендіргіштерінің, өлшеуді тіркеу құралдарының болуы.

17. Тексеру Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес жобалау құжаттамасына, өлшеу жүйелерінің элементтерін пайдалану жөніндегі нұсқауға сәйкес жүргізіледі.

18. Жоғарыда баяндалған талаптарға сәйкессіздік анықталған жағдайда ол жойылғанға дейін өлшеу жүргізуілмейді.

19. Ақаулар тексеріп қаралғаннан және жойылғаннан кейін өлшеу жүйесінің элементтеріне қорек кернеуі беріледі.

20. Жұмыс істеу дұрыстығы тексеріледі және өлшеу жүйелерінің барлық элементтерін пайдалану жөніндегі нұсқауға сәйкес өлшеуді орындау бойынша операциялар жүргізіледі.

21. Технологиялық процесті бақылау үшін ӨЖ өлшеу және тіркеу режиміне мазуттың шығысын, температурасы мен қысымын бір уақытта қосу жүргізіледі.

6-тарау. Арнайы тарылтатын құрылғыларды қолданау арқылы мазут шығысын өлшеу нәтижелерін өңдеу

22. Мазут шығысын өлшеу нәтижелерін өңдеу белгілі бір уақыт аралығында мазут көлемін айқындап, мазут параметрлері (температурасы, қысымы, тығыздығы және тұтқырлығы) есептік мәндерден ауытқыған кезде түзету коэффициенттерін енгізуге сайып келеді.

23. Сұйықтардың жаппай шығыны Q_м, килогармм/секунд, және көлемдіке шығыны Q_О, текше метр/секунд тиісінше мына формулалар бойынша есептеледі:

(1)

(2)

мұндағы

- АТҚ типтеріне сәйкес шығын коэффициенті;

- мазут үшін өлшенетін ортаның кеңеюіне түзету көбейткіші = 1;

d - жұмыс жағдайларындағы АТҚ тесігінің диаметрі, метр (бұдан әрі – м);

- АТҚ-дағы қысымның ауытқуы, Па;

- жұмыс жағдайлардағы мазуттың тығыздығы, кг/м³.

24. Белгілі бір уақыт аралығындағы мазуттың санын есептеу:

1) j-ші өлшеу жүйесі үшін мазуттың орташа шығыны , т/сағ мына формула бойынша айқындалады:

(3)

мұндағы

- бағдарламаға сәйкес орташалау аралығы ішінде сұрау циклдерінің саны;

- i-ші сұрау цикліндегі мазут шығысы, т/сағ;

2) белгілі бір уақыт аралығындағы мазут саны Q тонна мына формула бойынша айқындалады:

(4)

мұндағы

- берілген уақыт аралығы;

- уақыт ішіндегі мазуттың орташа шығыны, т/сағ;

3) берілген уақыт аралығы ішінде шығын өлшейтін құрылғымен (таспалық диаграммасы және біркелкі шәкілі бар тіркейтін аспаппен) өлшенген, салмақ (

_, тонна) немесе көлем (

_, текше метр (бұдан әрі - м³)) бірліктерімен көрсетілген мазут саны мынадай формулаларға сәйкес айқындалады:

(5)

(6)

мұндағы С_Qу - тұрақты шығын өлшейтін құрылғы;

N_пл - полярлық планиметрдің көрсеткіштері бойынша алынған, МемСТ 8.586.5-2005 "Өлшем бірліктерін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі. Стандартты тарылтатын құрылғылардың көмегімен сұйықтықтардың және газдың шығыны мен көлемін өлшеу. 5-бөлім. Өлшеуді орындау әдістемесі" сәйкес орнатылатын планиметрді пайдалану жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес анықталатын планиметрлік сан, шаршы сантиметр (бұдан әрі – см²);

B - таспалық диаграмманың ені, см;

L - таспалық диаграмманың ұзындығы, см;

K₀ - АТҚ материалының жылумен кеңеюіне жұмсалатын шығынды түзету коэффициенті;

- жаппай шығынды анықтаған кезде мазуттың тығыздығына шығынды түзету коэффициенті

;

- көлем шығынын анықтаған кезде мазуттың тығыздығына шығынды түзету коэффициенті

.

4) шығын өлшейтін құрылғының тұрақты мәні C_Qу мынадай формула бойынша айқындалады:

(7)

мұндағы - шығын коэффициенті, қондырманың геометриялық сипаттамасына байланысты қабылданады;

d₂₀ - температура 20

С болғанда ӨЖ тесігі диаметрінің мәні;

- тарылтатын құрылғыдағы қысымның ауытқуы;

5) шығын өлшейтін құрылғы арқылы (дөңгелек диаграммамен және бірқалыпты шкаламен тіркейтін құралмен) өлшенген мазуттың саны (

,

) мынадай формулалар арқылы анықталады:

, (8)

, (9)

мұнда N_п - пропорционалды планиметрді есептеу бойынша планиметрлік сан, %.

6) шығын өлшейтін құрылғымен (дискілік диаграммасы және біркелкі шәкілі бар тіркейтін аспаппен) өлшенген мазуттың саны (

,

), мына формулалар бойынша айқындалады:

(10)

(11)

мұндағы N_К - орнатылған түбірлік планиметрді пайдалану жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес түбірлік планиметрдің есептеуі бойынша айқындалатын планиметрлік сан.

25. Қысымның ауытқуын іріктеудің бұрыштық тәсілі арқылы АТҚ-мен (тозуға төзімді диафрагмамен) өлшенетін мазут санының тәуліктік мәнін есептеу осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаға сәйкес жүргізіледі.

26. АӨЖ немесе АЕЖ көмегімен өлшеуді орындауға және олардың нәтижелерін өңдеуге арнайы оқудан өткен және біліктілігі бар адамдар жіберіледі:

1) өлшеуді орындау кезінде – үшінші немесе төртінші дәрежедегі электрослесарь;

2) өлшеу нәтижелерін өңдеу кезінде – техник немесе инженер-метролог және электр станциясының өндірістік-техникалық бөлімінің мамандары.

8-тарау. Арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу кезіндегі қауіпсіздік техникасы талаптары

27. Мазут шығысын өлшеуді орындаған кезде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) Электр станциялары мен жылу желілерінің жылу механикалық жабдығын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес қауіпсіздік техникасының талаптары сақталады.

28. Осы Әдістемелік нұсқауларға сәйкес өлшеуді орындауға 1000 Вольқа (бұдан әрі – В) дейінгі электр қондырғыларында қауіпсіздік техникасы бойынша үшіншіден төмен емес біліктілік тобы бар тұлғалар жіберіледі.

9-тарау. Арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу кезінде бөлу түтіктерін таңдауға және орнатуға қойылатын талаптар

29. Мазуттың жалғастырушы импульсті түтікшелерге түсуін болдырмау мақсатында импульсті түтікшелерге бөлу сұйықтықтары бар түтіктер және олардың бітелуі мен ластануын болдырмау үшін дифманометр орнатылады. Бөлу түтіктері өзара бірдей деңгейде және АТҚ-ға барынша жақын орналастырылады.

30. Түтіктер жұмысының сенімділігін арттыру және температураның өзгеруіне байланысты тығыздықтың өзгеруі есебінен қосымша қателіктерге жол бермеу мақсатында түтіктер құбыржол арқылы өтетін ысытылған мазутпен жылытылады. Бұл үшін түтіктер құбыржолға мықтап бекітіледі және ортақ жылу оқшаулағышпен жабылады. Бөлу сұйықтығы өлшенетін ортамен (мазутпен) химиялық тұрғыдан өзара әрекетке түспейтіндей, онымен араласпайтындай, қалдықтар бермейтіндей және жалғастырушы желілердің, бөлу түтіктері мен дифманометрдің ішкі қуысының материалымен өзара әрекетке түспейтіндей түрде іріктеледі.

31. Түтіктердегі бөлу сұйықтығының деңгейлері қысымның нөлдік ауытқуы кезінде бірқалыпты ұсталады. Мазут тығыздығынан артық тығыздықтағы бөлу сұйықтығы қолданылады.

32. Бөлу сұйықтықтары ретінде мыналар қолданылады:

1) глицеринді су қоспасы (көлемі бойынша 1:1), 20 Цельсий градусы (бұдан әрі –

С) кезіндегі тығыздығы – 1130 кг/м³;

2) этиленгликольді су қоспасы (көлемі бойынша 1:1), 20

С кезіндегі тығыздығы – 1070 кг/м³.

33. r_м мазут тығыздығының және r_p бөлу сұйықтығының тығыздықтары әртүрлі болуының салдарынан екі түтіктегі мазут пен бөлу сұйықтығының арасындағы бөлудің үстіңгі беті бір деңгейде болмайтын барлық жағдайда өлшеуде дәлсіздік туындайды.

Осы дәлсіздікті болдырмау немесе есепке алу үшін:

1) АТҚ есептеу кезінде бөлу түтіктеріндегі бөлу деңгейлерінің араласуы ескеріледі. Бұл ретте қысымның есепті ауытқуы

, Па мына формула бойынша айқындалады:

(12)

мұндағы,

р_макс - дифманометр қысымының ең жоғары ауытқуы, Па;

V_и - дифманометрдің өлшеу көлемі, м³;

r_p - бөлу сұйықтығының тығыздығы, кг/м³;

r_м -мазут тығыздығы, кг/м³;

q - еркін құлауды жылдамдату, метр/ шаршы секунд (бұдан әрі – м/с²);

d_с - бөлу түтігінің ішкі диаметрі, м;

2) V_и дифманометрдің өлшеу көлемі мына формула бойынша айқындалады:

(13)

мұндағы D_м - мембрананың диаметрі немесе дифманометр сильфонның орташа диаметрі, м;

h - мембрананың немесе сильфонның толық ауқымы, м;

3) егер АТҚ есебі бөлу түтіктеріндегі бөлу деңгейлерінің араласуын ескермей орындалған болса, онда бөлу түтіктері енгізетін

Q_рс (%) мазут шығысын өлшеудің қосымша дәлсіздігі мына формула бойынша айқындалады:

(14)

4) бөлу түтіктерін таңдау кезіндегі пайдалану шарттарында белгіленген дәлсіздік мәні кезінде түтіктің ішкі диаметрі мына формула бойынша айқындалады:

(15)

(1), (3) және (4) теңдеулер

жағдайы үшін әділетті.

34. Датчик камерасының және мембрана ауқымының көлемі аз болуынан микропроцессорлық шығын датчиктері қолданылған кезде бөлу түтіктері енгізетін қосымша дәлсіздік ескерілмейді.

35. Бөлу түтіктеріндегі бөлеу деңгейлерінің араласуын ескере отырып

қысымының ауытқуын және бөлу түтіктері енгізетін салыстырмалы орташа квадраттық дәлсіздікті есептеу осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес жүргізіледі.

Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-кесте.

Өлшеу жүйесінің элементтері орнатылатын жерлердегі қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны

Р/с №	Өлшеу жүйесінің элементі	Қоршаған орта температурасының өзгеру диапазоны, С
1	2	3
1	Бастапқы өлшеу түрлендіргіші	5-35
2	Электрлік байланыс желілері	5-60
3	Тіркеу аспабы, түбірді табу блогы	15-35
4	АӨЖ немесе АЕЖ агрегаттық ӨЖ	15-35

2-кесте.

АТҚ қолдану арқылы мазут шығысын өлшеуді орындау кезіндегі дәлсіздіктердің жол берілетін мәні

Р/с №	АТҚ	Шығынды өлшеу диапазоны, %
		30	50	70	90
		Салыстырмалы дәлсіздік, %
1	2	4
1	"Четверть круга" қақпағы, цилиндрлі қақпақ, конустық кіреберісі бар диафрагма	7,4	5,2	4,4	4,0
		6,2	4,7	4,1	3,9
2	Сегментті диафрагма, қосарлы диафрагма, тозуға төзімді диафрагма	7,2	4,9	4,1	3,7
		6,0	4,3	3,7	3,5
3	"Четверть круга" қақпағы, цилиндрлі қақпақ, конустық кіреберісі бар диафрагма	4,3	3,7	3,5	3,4
4	Сегментті диафрагма, қосарлы диафрагма, тозуға төзімді диафрагма	3,9	3,3	3,1	3,0
5	"Четверть круга" қақпағы, цилиндрлі қақпақ, конустық кіреберісі бар диафрагма

3-кесте.

АТҚ қолдану арқылы АӨЖ және АЕЖ қолдану арқылы мазут шығысын өлшеуді орындау кезіндегі дәлсіздіктердің жол берілетін мәні

Р/с №	АТҚ атауы	Шығынды өлшеу диапазоны, %
		30	50	70	90
		Салыстырмалы дәлсіздік, %
1	"Четверть круга" қақпағы, цилиндрлі қақпақ, конустық кіреберісі бар диафрагма	3,1	2,6	2,4	2,3
2	Сегментті диафрагма, қосарлы диафрагма, тозуға төзімді диафрагма	2,6	1,9	1,7	1,6

4-кесте.

Арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жүйесіне кіретін ӨЖ типтері, техникалық және метрологиялық сипаттамалары

Р/с№	Атауы	Мақсаты
1	2	3
1	Арнайы тарылтатын құрылғыр	Қысым ауытқуын өлшеу сгналын қалыптастыру
2	Өлшеу түрлендіргіші	Қысымның әртүрлілігін біріздендірілген электрлі сигналға түрлендіру
		Қысымның әртүрлілігін біріздендірілген ток шығу сигналына түрлендіру
		Артық қысымды біріздендірілген электрлі сигналға түрлендіру
3	Кедергіні термотүрлендіргіш	Температураны өлшеу
4	Өлшеу және тіркеу құрылғысы	Өлшенетін параметрдің ақпаратын (шығынын, қысымын) беру
		Өлшенетін параметрдің ақпаратын (шығынын, қысымын, температурасын) беру
		Өлшенетін параметрдің ақпаратын (температурасын) беру
5	Өлшеу түрлендіргіші	Қысымның әртүрлілігін біріздендірілген ток шығу сигналына түрлендіру
6	Біріздендірілген шығу сигналы бар термотүрлендіргіш	Температураны өлшеу және біріздендірілген ток сигналына түрлендіру
7	Қорек блогы	Біріздендірілген шығу сигналы бар датчиктерді қоректендіру
8	Қорек және түбірді табу блогы	Датчиктерді қоректендіру және біріздендірілген шығу сигналының линеаризациясы
9	Түбірді табу блогы	Біріздендірілген ток сигналының линеаризациясы
10	Өлшеу және тіркеу құрылғылары	Өлшенетін параметрдің ақпаратын (шығынын, қысымын, температурасын) беру
		Өлшенетін параметрдің ақпаратын беру, тіркеу

5-кесте.

АӨЖ (АЕЖ) пайдаланылатын қосалқы ӨЖ типтері, техникалық және метрологиялық сипаттамалары

Р/с №	Атауы	Мақсаты
1	2	5
1	Бөлу түтіктері	Дифманометрлерді жемір ортаның әсерінен қорғау
2	Айналма камералар	АТҚ орнату
3	Мұнайға арналған ареометрлер	Тығыздықты анықтау
4	Вискозиметр	Кинематикалық тұтқырлықты анықтау
5	Түбірлік планиметрлер	Шәкілі бірдей емес дискілі диаграммаларды өңдеу
6	Пропорционалды планиметрлер	Бірдей шәкілі бар дискілі диаграммаларды өңдеу
7	Полярлық планиметрлер	Бірдей шәкілі бар таспалы диаграммаларды өңдеу

Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-сурет. Ақпарат беру құралдары тікелей шығарылатын өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы

1 – арнайы тарылтатын құрылғы; 2 – жалғастырушы (импульстік желілер); 3 – бөлу түтіктері; 4 – өлшеу түрлендіргіші; 5 – электр сигналын беру үшін байланыс желілері; 6 – өзгерістерді тіркеу құралы.

2-сурет. Түбірді табу блогы мен өлшеу түрлендіргіштерінің қорек блогы бар өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы.

1 – арнайы тарылтатын құрылғы; 2 – жалғастырушы түтіктер; 3 – бөлу түтіктері; 4 – өлшеу түрлендіргіші; 5 – электр сигналын беру үшін байланыс желілері; 6 – түбірді табу блогы; 7 – ӨЖ тіркеу құралы; 8 – өлшеу түрлендіргіштерінің қорек блогы

3-сурет. АӨЖ немесе АЕЖ арқылы шығыс бірліктерімен ақпарат берілетін өлшеу жүйесінің құрылымдық схемасы

1 – арнайы тарылтатын құрылғы; 2 – жалғастырушы желілер; 3 – бөлу түтіктері; 4 – өлшеу түрлендіргіші; 5 – электр сигналын беру үшін байланыс желілері; 6 – объектімен байланыс құрылғысы; 7 – қорек блогы; 8 – орталық процессор; 9 – ақпарат беру құралы; 10 – тіркеу құрылғысы

Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

Қысымның ауытқуын іріктеудің бұрыштық тәсілі кезінде АТҚ-мен (тозуға төзімді диафрагмамен) өлшенетін мазут санының тәуліктік мәнін есептеу

1. Бастапқы деректер:

1) өлшенетін орта температурасы t = 125

С (Т = 398,15 Кельвин (бұдан әрі – К);

2) мазут тығыздығы r₂₀ = 933 кг/м³; r₁₂₅ = 867,1 кг/м³;

3) тіркеуші аспаптың өлшеу шегі Q = 63 т/сағ;

4) қысымның шекті номиналды ауытқуы

= 1,6 кгс/см² (156906,4 Па);

5) АТҚ диаметрі d₂₀ = 0,046032 м;

6) шығыс коэффициенті

= 0,63504;

7) АТҚ материалы – 12Х18Н9Т маркалы болат;

8) полярлық планиметрдің есебі бойынша алынған планиметрлік сан N_пл = 450 см²;

9) таспалық диаграмманың ені В = 16,0 см;

10) таспалық диаграмманың ұзындығы L = 48,0 см.

2. Біркелкі таспалық диаграммалары бар тіркеуші аспап қолданылған кездегі мазут санының тәуліктік мәні Q_мt, тонна, мына формула бойынша айқындалады:

(1)

мұндағы

– мазут саны айқындалатын уақыт, t = 24 сағ;

С_Qу – мына формула бойынша есептелген шығыстарды өлшеу құрылғысының тұрақты мәні:

(2)

;

;

K_о – АТҚ материалының жылуда кеңеюіне түзету коэффициенті, мына формула бойынша айқындалады:

(3)

мұндағы

12Х18Н9Т маркалы болат үшін a_e = 15,6; b_e = 8,3; c_e = 6,5;

;

;

- шығынды мазут тығыздығына түзету коэффициенті

.

3. Мазут санының тәуліктік мәні мына формула бойынша есептеледі:

(4)

Q_мс = 3,6*24*0,59204*0,58594*1,001736²*29,4466=885,65 т/сағ, мазуттың бір тәулік ішіндегі (24 сағат) орташа шығысы =36,9 т/сағ.

Жылу электр станцияларындағы арнайы тарылтатын құрылғыларды қолдану арқылы мазут шығысын өлшеу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

Бөлу түтіктеріндегі бөлу деңгейлерінің араласуын және бөлу ыдыстары енгізетін орташа квадраттық қатысты қателікті ескере отырып,

қысымның ауытқуын есептеу

1. Бастапқы деректер:

1) ДМ-3583М дифманометрі;

2) мембрана диаметрі D_м =100 мм = 0,1 м;

3) мембрананың толық жүрісі h = 5,0 мм = 0,005 м;

4) қысымның номиналды ауытқуы

р_макс = 0,4 кгc/cм²= 39227 Па;

5) бөлу сұйықтығы – су-глицерин қоспасы (көлемі бойынша 1:1), тығыздығы _р = 1130 кг/м³;

6) мазут тығыздығы _м = 945 кг/м³;

7) еркін құлауды жеделдету q = 9,81 м/с²;

8) бөлу түтігі СР-25-2-Б;

9) түтіктің ішкі диаметрі d_с = 90 мм = 0,09 м.

2. Есептеу тәртібі:

1) осы Әдістемелік нұсқаулардың (10) формуласы бойынша дифманометрдің V_и өлшеу көлемі айқындалады:

м³

3. Осы Әдістемелік нұсқаулардың (9) формуласы бойынша түтіктердегі бөлу деңгейлерінің араласуы ескеріле отырып, қысымның ауытқуы айқындалады:

Па.

4. Мазут шығысын өлшеудегі бөлу түтіктері енгізетін қосымша дәлсіздік

(%) осы Әдістемелік нұсқаулардың (11) формуласы бойынша айқындалады:

,

орташа квадраттық қатысты дәлсіздік мынаны құрайды:

.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 24-қосымша

Жылу электр станцияларындағы энергияны үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларындағы энергияны үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген, жылу электр станцияларында жүргізілетін энергия үнемдеу іс-шараларының тиімділігін анықтау бойынша экспресс-бағалау есептеулерін жүргізудің бірыңғай қағидаттары мен тәртібін белгілейді.

2. Әдістемелік нұсқаулар экспресс-бағалау есептерінің жолымен неғұрлым тиімді іс-шараларды іріктеу негізінде отын-энергетика ресурстарын үнемдеу әдістерін анықтайды.

3. Әдістемелік нұсқаулар дәлме дәлдіктің жеткілікті дәрежесі бар егжей-тегжейлі есептеулер жүргізбей, болжамды барлық іс-шаралардың құрамынан анағұрлым тиімділерін анықтауға мүмкіндік береді.

4. Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) қарапайым өлшемшарттар – уақыт факторы ескерілмеген өлшемшарттар;

2) интегралдық өлшемшарттар – дисконттауды қолдану арқылы есептелетін өлшемшарттар;

3) өтелу мерзімі – іс-шараға салынған капитал салымдарын қайтару жылдамдығы;

4) дисконттау – белгілі бір уақыт сәтіне барлық төлемдердіғ құнын келтіру жолымен ағша ағынының құнын айқындау;

5) дисконт нормасы – салынған қаражатқа кірістіліктің инвестор талап ететін нормасы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жылу электр станцияларындағы энергия үнемдеу іс-шаралары тиімділігінің өлшемшарттары

6. Энергия үнемдеу іс-шараларының тиімділігі іс-шараларды жүргізуге жұмсалатын шығындардың жылу электр станцияларында (бұдан әрі – ЖЭС) оларды жүзеге асырудан алынатын нәтижелерге қатынасын көрсететін өлшемшарттар жүйесімен анықталады. Іс-шаралардың ауқымдылығына және маңыздылығына қарай олардың экономикалық тиімділігінің қарапайым немесе интегралдық өлшемшарттары пайдаланылады.

7. Қарапайым өлшемшарттар былайша сипатталатын аз шығынды іс-шаралардың тиімділігін бағалаған кезде қолданылады:

1) іс-шараларды жүргізуге біржолғы шығындар бір жылдан кем мерзімге жүзеге асырылады;

2) іс-шараларды жүргізуден қол жеткізілген техникалық-экономикалық нәтижелер және іс-шараларды енгізуден туындаған қосымша жылдық пайдалану шығындары алдағы пайдалану жылдарында өзгеріссіз қалады.

Қарапайым өлшемшарттар ретінде инвестициялардың өтелу мерзімі пайдаланылады.

8. Кең ауқымды іс-шаралар әзірленген кезде дисконттауды қолдана отырып есептелетін интегралдық өлшемшарттар пайдаланылады. Шығындар мен нәтижелерді дисконттау келешек шығындар мен нәтижелерді қазіргі кезеңге келтіру арқылы жүзеге асырылады. Келешек соманың қазіргі құны дисконттаушы көбейткіштің көмегімен анықталады.

9. Интегралды өлшемшарттар ретінде мыналар пайдаланылады:

1) таза дисконтталған кіріс (бұдан әрі – ТДК);

2) инвестициялардың дисконтталған өтелу мерзімі.

10. Іс-шараларды енгізуден таза пайданың жылдық өсімі (П_т) баланстық пайданың жылдық өсімі мен төлемдер және салықтардың айырмасымен анықталады:

П_ч =

П_б -

Н (1)

мұндағы

П_б - баланстық пайданың жылдық өсімі, теңге;

Н - белгіленген салықтар мен басқа төлемдер сомаларының ұлғаюы, теңге /жыл.

11. Баланстық пайданың жылдық өсімі

П_б мына амал бойынша анықталады:

П_б =

Р -

U_сум (2)

мұндағы

Р - іс-шараларды жүзеге асырудағы техникалық-экономикалық нәтижелердің құндық бағасы, теңге/жыл:

1)

Р =

В Ц_т

мұндағы

В - отын-энергетика ресурстарын үнемдеу, шартты отын тоннасы (бұдан әрі – ш.о.т.);

Ц_т - іс-шара жүзеге асырылған кездегі бір шартты отын тоннасының орташа бағасы;

U_сум - іс-шараларды жүзеге асырумен туындаған жылдық пайдалану шығындарының жиынтық өсімі, теңге/жыл:

2)

U_сум =

U_ам +

U_э,

мұндағы

U_ам - амортизациялық аударымдардың өсімі, теңге/жыл;

U_э - іс-шараларды амортизациялық аударымдарсыз жүзеге асырудан туындаған қосымша жылдық пайдалану шығындары, теңге/жыл.

12. Таза пайданың жылдық өсімі

Пч (2) формуланы ескере отырып айқындалады:

Пч =

Р -

Uсум -

Н (3)

13. Іс-шараның тиімділік өлшемшарты мына шарт болып табылады:

Пч

0 (4)

14. Инвестициялардың өтелу мерзімі (Ток) - іс-шараны жүргізуге біржолғы шығындар таза пайда мен амортизациялық аударымдардың өсімі есебінен өтелетін уақыттың ең аз аралығы:

, (5)

мұндағы Км - іс-шараны жүргізуге капитал салымдары, теңге.

15. Іс-шараның тиімділік өлшемшарты теңсіздік болып табылады:

Ток

Тпр (6)

мұндағы Тпр - іс-шараны қаржыландыруға қатысатындар үшін қолайлы өтелу мерзімі.

16. Бірнеше көзделген іс-шаралардан неғұрлым тиімділерін таңдау таза пайданың қолайлы өтелу мерзімі кезінде ең жоғарғы мәні бойынша жүргізіледі:

Т_ок

Т_пр болғанда

П_т

max. (7)

17. ТДК техникалық-экономикалық нәтижелердің және шығындардың құндық бағасы арасындағы есепті кезең ішіндегі айырма ретінде анықталады:

(8)

мұндағы Т - энергия үнемдеу іс-шаралары тиімділігінің есепті кезеңі, 10-нан 15 жылға дейін;

Р_t - t жылдағы техникалық-экономикалық нәтижелердің құндық бағасы, теңге/жыл;

U_пt - t жылдағы іс-шараны жаңғыртуға амортизациялық аударымдарсыз жүргізуден туындаған қосымша жылдық пайдалану шығындары, теңге/жыл;

K_мt - t жылдағы іс-шараны жүргізуге капитал салымдары, теңге/жыл;

Н_t - t жылдағы салықтардың және төлемдердің көбеюі, теңге/жыл;

Л_t - t жылдағы негізгі қорлардың тарату құны, теңге/жыл;

- дисконттау коэффициенті (келтіру коэффициенті, дисконттаушы көбейткіш);

е - банктік пайыздар есебімен салымдарға, инфляцияға және тәуекелге қабылданатын дисконт нормасы.

18. Іс-шараның тиімділік өлшемшарты мына шарт болып табылады:

ЧДД

0 (9)

19. Инвестициялардың дисконтталған өтелу мерзімі - ең аз уақыт аралығы (іс-шараны жүзеге асырудың басынан бастап), ол аяқталғаннан кейін таза дисконтталған кіріс оң болып қалады және кейін де солай қалады.

20. Дисконттау нәтижелерінің және шығындардың есебімен өтелу мерзімі мына теңдеудің негізінде анықталады:

(10)

немесе

, (11)

21. Іс-шараның тиімділік өлшемшарты мына теңсіздік болып табылады (6):

Т_ок

Т_пр.

3-тарау. Жылу электр станцияларындағы энергия үнемдеу іс-шараларының техникалық-экономикалық нәтижелерін есептеу әдістемесі

22. Әдістеме жылу электр станцияларында жүргізілетін энергия үнемдеу іс-шараларының негізгі техникалық-экономикалық нәтижелерін есептеудің бірыңғай тәртібін белгілейді.

23. Жылу электр станцияларында жүргізілетін энергия үнемдеу іс-шараларының негізгі техникалық-экономикалық нәтижелері отын-энергетика ресурстарының үнемделуіне әкеледі.

24. Жылу электр станциясындағы отынның үлестік шығындарын төмендетуге әкелетін техникалық-экономикалық нәтижелерге мыналар жатады:

1) нетто қазандықтың пайдалы әрекет коэффициентінің (бұдан әрі – ПӘК) артуы;

2) брутто жылудың турбинаға үлестік шығынының азаюы;

3) ЖЭС меншікті қажеттіліктеріне электр энергиясы шығынының азаюы;

4) қазандықты қосуда отын жоғалуының азаюы.

25. Оларда негізгі жабдықтың бірнеше тобы болған кезде электр станцияларында отынды үнемдеуге әкелетін техникалық-экономикалық нәтижелерге мыналар жатады:

1) энергия қуатының және босатылуының көбеюі (өзгеруі);

2) сенімділіктің артуы;

3) жөндеуаралық кезең ұзақтығының көбеюі;

4) жөндеу ұзақтығының қысқаруы.

26. Жалпы түрде осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) формулаға сәйкес электр станциясына тікелей әсер беретін іс-шарадан баланстық пайданың жылдық өсімі П_б мына амал бойынша анықталады:

П_б =

В Ц_т -

U_сум (12)

27. Осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) және (12) формулаларға сәйкес іс-шарадан П_б баланстық пайданың жылдық өсімі анықталады:

П_б =

D +

В Ц_т -

U_сум (13)

мұндағы

D - энергия үнемдеу іс-шараларынан туындайтын үнемделген отын есебінен кірістің өсімі, теңге

28. ЖЭС-тегі нетто қазандық ПӘК-нің артуынан баланстық пайданың жылдық өсімі

П_б мына формула бойынша анықталады:

(14)

мұндағы В - энергия үнемдеу іс-шарасын жүргізгенге дейінгі қазандықтың отынды жылдық шығыны (шартты есептеуде), ш.о.т.;

₁ және

₂ - энергия үнемдеу іс-шарасын жүргізгенге дейінгі және кейінгі нетто қазандықтың орташа жылдық ПӘК, %.

29. ЖЭС-тегі осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) және (12) формулаларға сәйкес турбинаға брутто жылудың үлестік шығынын төмендетуден баланстық пайданың жылдық өсімі

П_б мына формула бойынша анықталады:

(15)

мұндағы q₁ және q₂ - тиісінше энергия үнемдеу іс-шарасын жүргізгенге дейінгі және кейінгі турбинаға брутто жылудың үлестік шығыны, сағатына килокалорий/кило Ватт (бұдан әрі – ккал/(кВтсағ).

мұндағы В - энергия үнемдеу іс-шарасын жүргізгенге дейінгі қазандықпен отынның жылдық шығыны (шартты есептеуде), ш.о.т.

30. ЖЭС-тің осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) және (12) формулаларға сәйкес электр станциясының электр энергиясын және жылуды босатудың берілген кестелері кезінде меншікті қажеттіліктерге электр энергиясын жұмсауды азайтудан баланстық пайданың жылдық өсімі

П_б мына формула бойынша анықталады:

(16)

мұндағы В_эл - энергия үнемдеу іс-шарасын жүргізгенге дейінгі босатылған электр энергиясына отынның орташа жылдық үлестік шығыны, сағатына грамм/кило Ватт (бұдан әрі – г/(кВтсағ);

W_мқ1 және W_мқ2 - тиісінше энергия үнемдеу іс-шарасын жүргізгенге дейінгі және кейінгі электр станциясының меншікті қажеттіліктерге электр энергиясының жылдық шығыны, сағатына кило Ватт (бұдан әрі – кВтсағ).

31. Осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) және (12) формулаларға сәйкес энергоблокты немесе агрегатты қосқан кезде отынның жоғалуынан баланстық пайданың жылдық өсімі П_б мына формула бойынша анықталады:

П_б = (В_н - В_ф)Ц_т n_п z -

U_сум, (17)

мұндағы В_н - шартты есептеудегі отынның абсолютті үлестік шығынының қосу жоғалтуының нормасы, ш.о.т.;

В_н - саты бойынша – қазандықтың тоқтап қалуы, қосылуға дайындалу, қазандықты жағу, турбинаның соққысы, номиналды жүктемеге дейін жүктелу, жұмыс режимінің тұрақтануы энергия блогы үшін анықталатын шартты есептеудегі абсолютті үлестік шығынның нақты немесе есептік қосылу жоғалтулары, ш.о.т.;

n_п - t жылдағы қосылулар саны;

z - іс-шаралар жүзеге асырылатын біртипті энергия блоктардың (агрегаттардың) саны.

32. Осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) және (12) формулаларға сәйкес көлденең байланыстары бар электр станцияларда жабдықтың істен шығуына жол бермеуден

П_б баланстық пайданың жылдық өсімі мына формула бойынша анықталады:

П_б = (В_нқi m_қi z_қi + В_нтj m_тj z_тj) Ц_т -

U_сум, (18)

мұндағы В_нқi және В_нтj - тиісінше і-ші типтегі қазандықтарды және j-ші типтегі турбиналарды қосқан кезде отынның шартты есептеудегі абсолютті үлестік шығындарының қосылу жоғалтуларының нормалары, ш.о.т.;

m_қi және m_тj - тиісінше і-ші типтегі қазандықтардың және j-ші типтегі турбиналардың істен шығудан бұрын алынған саны (жоспардан тыс қосылулар);

z_ki және z_тj - тиісінше і-ші типтегі қазандықтардың және j-ші типтегі турбиналардың саны.

33. Осы Әдістемелік нұсқаулардағы (2) және (12) формулаларға сәйкес жабдықтың істен шығуына жол бермеудің блоктық электр станцияларда баланстық пайданың жылдық өсімі

П_б мына формула бойынша анықталады:

П_б = (

В_нбi m_бi z_бi )Б_о - U_сум, (19)

мұндағы В_нбi - і-ші типтегі энергия блоктарын қосқан кезде шартты есептеудегі отынның қосылу жоғалтулар нормасы, ш.о.т.;

m_бi - і-ші типтегі энергия блоктарының істен шығуларының алдын алынған саны (жоспардан тыс қосылулар;

z_бi - і-ші типтегі энергия блоктарының саны.

4-тарау. ЖЭС жабдықтарының сенімділігін арттыру есебінен баланстық пайданың төмендеуінің алдын алу

34. ЖЭС жабдықтарының сенімділігін арттыру жеке нәтижелерге әкеледі:

1) ЖЭС-тің электр және жылу энергиясын толық жібермеуден туындайтын ЖЭС залалдарының алдын алу (пайданың азаюы);

2) отынның негізгі жабдықты оның апаттық сөнуі жағдайында жоспардан тыс қосуға шығындалуымен туындайтын залалдардың алдын алу;

3) қалпына келтіру (апаттық) жөндеу жүргізуден туындайтын ЖЭС залалдарын болдыртпау.

35. Электр және жылу энергиясын толық жібермеумен байланысты ЖЭС залалдарының алдын алу

анықталады:

1) энергия жүйесінде электр және жылу қуаты және энергия болған кезде:

(20)

мұндағы

W_нед және

Q_нед - бірқатар алдыңғы жылдар ішінде жабдықтың істен шығуы туралы статистикалық деректердің негізінде анықталатын жабдықтың сенімділігін арттыруға бағытталған шараларды жүргізу салдарынан электр және жылу энергиясының алдын ала толық жібермеулері және іс-шаралардың жабдықтың істен шығуының қысқаруына әсерін бағалау;

в_мэл – энергия жүйесінің аз үнемдейтін агрегатында отынның үлестік шығыны, г/(кВтсағ);

в_эл – іс-шара енгізілетін электр станциядағы шиналардан электр энергиясын босатуға отынның үлестік шығыны, г/(кВтсағ);

в_рез.т және в_т -жылуды іс-шара енгізілетін тиісінше резервтік көздерден және ЖЭО-дан отынның үлестік шығыны, килограмм/Гигокаллорий (бұдан әрі – кг/Гкал);

2) энергия жүйесінде электр және жылу қуаты тапшы болған кезде залал анықталады:

, (21)

мұндағы Т_эл – энергия жүйесіндегі электр энергиясына орташа тариф, теңге/кило Ватт сағ (бұдан әрі – теңге/(кВтсағ);

Т_т - жылуға тариф, теңге/Гигакалорий (бұдан әрі - теңге/Гкал);

_т - энергияның жылу желілеріндегі шығасысы коэффициенті, диаметрі кемінде 150 миллиметр (бұдан әрі – мм) құбыржолдар үшін 1,2 және диаметрі 150 мм және одан астам құбыржолдар үшін 1 қолдану ұсынылады;

_эл - энергияның электр желілердегі шығасысы коэффициенті;

В_т - жылуды босатуға отынның үлестік шығыны;

В_эл - электр энергиясын босатуға отынның үлестік шығыны.

36. ЖЭС-тің жоспардан тыс қосылуларға отынды шығындаумен байланысты залалдарын жою көлденең байланыстары бар жылу электр станцияларында (18) формулаға сәйкес, блокты электр станцияларда (19) формулаға сәйкес анықталады.

5-тарау. Энергия үнемдеу іс-шараларын жүзеге асыруға шығындардың құрамын есепке алу

37. Энергия үнемдеу іс-шараларын жүзеге асыру шығындары капитал салымдарынан және іс-шараны енгізумен туындаған жылдық пайдалану шығындарынан тұрады:

1) іс-шараны жүзеге асыруға капитал салымдары К_м екі құрауыштан құралады:

К_м = К_м1 + К_м2 (22)

мұндағы К_м1 - ғылыми-зерттеу, жобалық және конструкторлық жұмыстарды жүргізуге арналған шығындар, теңге;

К_м2 - құрылыс-жөндеу және реттеу жұмыстарының, жабдықтардың, материалдардың, қосалқы бөлшектердің құны және іс-шараны жүргізу кезеңіндегі пайдалану шығындары, теңге.

2) бір іс-шараны бірнеше бір типті агрегаттарға (объектілерге) енгізген кезде капитал салымдары мына амал бойынша анықталады:

К_м = К_м1 + n_аг К_м2, (23)

мұндағы n_аг - іс-шара енгізілетін агрегаттар (объектілер) саны;

3) жылдық экономикалық әсерді бір агрегатқа қатысты анықтаған кезде капитал салымдары мына амал бойынша анықталады:

. (24)

4) іс-шараны енгізумен туындаған жиынтық жылдық пайдалану шығындары (

U_сум) амортизациялық аударымдар және пайдалануға беруге арналған қосымша шығындарды қамтиды:

U_сум =

U_ам +

U_п (25)

мұндағы

U_ам - амортизациялық аударымдар, теңге/жыл:

(26)

_ам - амортизациялық аударымдардың нормасы, %;

U_п - пайдалануға жұмсалатын қосымша шығындар, теңге/жыл.

6-тарау. ЖЭС-тегі энергия үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалау есептеуінің әдістемесі

38. Энергия үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігінің есебі мына кезектілікпен анықталады:

1) капитал салымдары:

к_м = к_м1 + к_м2. (27)

2) жылдық қосымша пайдалану шығындары:

U_сум =

U_ам +

U_э

3) ЖЭС-ке тікелей әсер беретін іс-шара үшін баланстық пайданың жылдық өсімі:

П_б =

В Ц_т -

U_сум (28)

4) энергия жүйесіне немесе аталған ЖЭС-ке бірнеше жабдық топтары болған кезде әсер беретін іс-шара үшін баланстық пайданың жылдық өсімі:

П_б =

D +

В Ц_т -

U_сум. (29)

5) бірнеше техникалық-экономикалық нәтижелер алған кезде баланстық пайданың жылдық өсімі осы нәтижелерді жоғарыда аталған екі жағдайда да жүзеге асырудан алынатын әсерлер сомасы бойынша анықталады:

П_б =

В_i Ц_т -

U_сум және

П_б =

D_i +

B_i Ц_т -

U_сум, (30)

мұндағы

D_i - энергия жүйесіндегі немесе аталған ЖЭС-тегі әртүрлі жабдық топтары бар жиынтық қосымша түсім, теңге;

B_i Ц_т - ЖЭС-тегі немесе энергия жүйесіндегі құндық түрдегі жиынтық энергия үнемдеу әсері, теңге;

6) салықтар мен аударымдардың өсім сомасы:

Н =

П_б

мұндағы

- жүзеге асырылатын іс-шарадан түсетін пайдаға салықтар мен аударымдардың пайызы;

7) таза пайданың жылдық өсімі:

П_т =

П_б -

Н. (31)

8) іс-шараны жүргізуге біржолғы шығындардың өтелу мерзімі:

(32)

39. Тиімділіктің интегралдық өлшемшарттар есебі мынадай кезектілікпен жүргізіледі:

1) t жылдағы кіріс:

Р =

П_тt +

U_амt – K_мt - H_t. (33)

2) келтіру коэффициенті:

а_t = (1 + е)^1-t (34)

3) t жылдағы таза экономикалық әсер:

э_эк = (

п_чt +

U_амt – к_мt - н_t + Т_t) (1 + е)^1-t. (35)

4) өспелі қорытындымен интегралдық әсер (ТДК):

(36)

5) теңдеу бойынша Т_ок іс-шараны жүргізуге біржолғы шығындардың өтелу мерзімі:

(37)

7-тарау. Энергия үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалауды есептеу сатысы

40. Іс-шараларды әзірлеу сатысында:

1) іс-шараны жүргізуден күтілетін техникалық-экономикалық нәтижелер (нетто қазандықтың ПӘК артуы, меншікті қажеттіліктерге электр энергия шығынының азаюы);

2) іс-шараны жүргізуден күтілетін жылдық үнемдеу;

3) іс-шараны жүргізу үшін күтілетін шығындар;

4) белгіленген көрсеткіштер мен өлшемшарттар бойынша іс-шараның күтілетін экономикалық тиімділігі есептеледі.

41. Іс-шараны енгізу сатысында:

1) іс-шараны енгізуде қол жеткізілетін техникалық-экономикалық нәтижелер;

2) іс-шараны енгізуден нақты жылдық үнемдеу;

3) іс-шараны енгізу үшін нақты шығындар;

4) іс-шараның қол жеткізілген көрсеткіштер базасындағы нақты экономикалық тиімділігі есептеледі.

42. Энергия үнемдеу іс-шараларын жүргізуге негізгі құраушы шығындар жобаны әзірлеуге, жабдықтарды, аппаратураларды және құрылғыларды жеткізуге және қондыруға біржолғы шығындар және оларды пайдаланумен байланысты жылдық ағымдағы шығындар болып табылады.

43. Жылу электр станцияларындағы энергия үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалауды есептеу үлгілері осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшада келтірілген.

Жылу электр станцияларындағы энергияны үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымша

Жылу электр станцияларындағы энергия үнемдеу іс-шараларының экономикалық тиімділігін экспресс-бағалауды есептеу мысалдары

1. Есептеу мысалдары осы Әдістемелік нұсқауларда әзірленген энергия үнемдеу іс-шараларының техникалық-экономикалық көрсеткіштері және олардың тиімділігі есебіне сәйкес Т-100-130 жылумен қамтамасыз ету турбиналарымен және ТГМП-90 қазандықтармен жабдықталған шартты жылу электр станциялары бойынша орындалған.

2. Есептеудегі мысалдарда жоғарыда аталған техникалық-экономикалық нәтижелерге әкелетін барлық іс-шаралар Т-100-130 турбиналардың бірінде және ТГМП-90 қазандықтардың бірінде жүргізіледі.

3. Энергия үнемдеу іс-шараларының тиімділігін экспресс-бағалауды есептеуге арналған бастапқы деректер 1-кестеде келтірілген.

1-кесте. Энергия үнемдеу іс-шараларын жүргізу және олардың тиімділігін анықтау кезінде техникалық-экономикалық көрсеткіштерді есептеуге арналған бастапқы деректер.

Р/с №	Көрсеткіш	Өлшем бірлігі	Шартты белгі	Көрсеткіштің мәні
1	2	3	4	5
1	Номиналды қуаты: 1) электр 2) жылу	мың кВт Гкал/сағ	Nном Qном	100 180
2	Энергияның жылдық босатылуы: электр жылу	миллион кВтсағ мың Гкал	Wбос Qбос	596,0 725,3
3	Энергияның меншікті қажеттіліктеріне шығын: 1) электр 2) жылу	миллион кВтсағ мың Гкал мың ш.о.т.	Wмқ Qмқ В	34,7 43,5 288,1
4	Энергияның босатылуына отынның үлестік шығыны: 1) электр 2) жылу	г/(кВтсағ) кг/Гкал	вэл вж	305,6 131,5
5	Энергияның босатылуына резервті көздерден отынның үлестік шығыны: 1) электр 2) жылу	г/(кВтсағ)	врез.эл	412,6
	1)	кг/Гкал	врез.ж	180,2
7	Белгіленген қуатты пайдалану коэффициенті: 1) электр 2) жылу	% %	kэл kж	72,0 46,0
8	Энергияның меншікті қажеттіліктеріне шығын коэффициенті: 1) электр 2) жылу	% %	эл.мқ. ж.мқ.	5,50 6,00
9	Энергияны желіде жоғалту коэффициенті: 1) электр 2) жылу		эл	12 10
10	Отынның шартты есептеудегі 1 т бағасы:	мың теңге /ш.о.т.	Цт	4,784
11	Энергияның босатылуына орташа тариф:	теңге/(кВтсағ) теңге/Гкал	тэл тт	3,0 1134
	электр
	жылу
12	Салықтар мен аударымдар пайызы	%		25
13	Дисконт нормасы	-	е	0,1

4. Нетто қазандықтың ПӘК арттыру есебінен экономикалық тиімділікті кететін газдармен жылудың жоғалтуын азайту мақсатында бу қыздырғыштағы стационарлы үрлеме қондырғысын орнату кезінде экспресс-бағалау. Бастапқы деректер:

1) іс-шараны жүргізгенге дейінгі нетто қазандықтың ПӘК

₁ =92,1%;

2) іс-шараны жүргізгеннен кейінгі нетто қазандықтың ПӘК

₂ =93,5%;

3) іс-шараларды жүргізуге арналған біржолғы шығындар К_м =6 миллион теңге;

4) іс-шараларды жүргізуден туындаған жиынтық пайдалану шығындары

U_сум =120 мың теңге;

5) амортизациялық аударымдар

U_ам=120 мың теңге.

5. Баланстық пайданың жылдық өсімін есептеу:

1) Шартты есептеудегі отынның үнемделуі:

В = В (1 -

₁/

₂) = 288,1 * 1000 * (1 - 92,1/93,5) = 4313,8 ш.о.т.;

2) үнемделген отынның құны:

С_т =

В Б_о = 4313,8 * 4,784 = 20637,2 мың теңге;

3) баланстық пайданың жылдық өсімі:

П_б =

С_т -

U_сум = 20637,2- 120 = 20517,2 мың теңге.

6. Экономикалық тиімділікті есептеу:

1) таза пайданың жылдық өсімі:

П_т =

П_б (1 -

/100) = 20517,2 (1 - 0,25) = 27356,2 мың теңге;

2) іс-шараларды жүргізуге арналған біржолғы шығындардың өтелу мерзімі:

Т_ок = К_м/(

П_т +

U_ам) = 1200/(27356,2 + 120) = 0,43 жыл.

7. Экономикалық тиімділікті ағынды бөлікте нығыздауды қалпына келтіру және саңылауларды зауыттық мәнге дейін келтіру кезінде брутто жылудың турбинаға үлестік шығынын азайту есебінен экспресс-бағалау. Нәтижесі – буды жоғалтуды азайту есебінен брутто жылудың трубинаға үлестік шығынының төмендеуі. Бастапқы деректер:

1) іс-шараларды жүргізгенге дейін турбинаға брутто жылудың үлестік шығыны q₁ = 1628,00 ккал/(кВтсағ);

2) іс-шараларды жүргізгеннен кейін турбинаға брутто жылудың үлестік шығыны q₂ = 1614,00 ккал/(кВтсағ);

3) іс-шараларды жүргізуге арналған біржолғы шығындар К_м = 4000 мың теңге;

4) амортизация нормасы

_ам =2,5 %;

5) іс-шараларды жүргізуден туындаған жиынтық пайдалану шығындары

U_сум = 80 мың теңге;

6) амортизациялық аударымдар

U_амор = 80 мың теңге.

8. Баланстық пайданың жылдық өсімін есептеу:

1) шартты есептеудегі отынның үнемделуі:

В = В (1 - q₂/q₁) = 288,1 * 1000 * (1 - 1614/1628) = 2477,52 ш.о.т.

2) үнемделген отынның құны:

С_т =

В Б_о =2477,52 * 4,784 = 11852,45 мың теңге

3) баланстық пайданың жылдық өсімі:

П_б =

С_т -

U_жиын = 11852,45- 80 = 11772,45 мың теңге.

9. Экономикалық тиімділікті есептеу:

1) таза пайданың жылдық өсімі:

П_т =

П_б (1 -

/100) = 11772,45 (1 - 0,25) = 8829,3 мың теңге

2) іс-шараларды жүргізуге біржолғы шығындардың өтелу мерзімі:

Т_ок = К_м/(П_т + U_ам) = 800/(8829,3 + 80) = 0,89 жыл.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 25-қосымша

Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларын жаңғырту, реконструкциялау және ауыстыру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларын жаңғырту, реконструкциялау және ауыстыру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және ресурсын тауысқан немеген моральдық жағынан ескірген жылу электр станцияларының релелік қорғау және автоматика құрылғыларын жаңғырту, реконструкциялау және ауыстыру үшін қолданылады.

Жылу электр станцияларының релелік қорғау және автоматика (бұдан
әрі – РҚА) құрылғыларын жаңғырту, реконструкциялау және ауыстыру энергетикалық жүйелер жұмысының орнықтылығы мен сенімділігін қамтамасыз етуді білдіреді.

2. Энергетика объектісін немесе оның бір бөлігін техникалық қайта жарақтандыру – қорғалатын негізгі жабдықты (генераторды, трансформаторды, ажыратқыштарды) ауыстыру, технологиялық процестің автоматтандырылған басқару жүйесін (бұдан әрі – ТП АБЖ) енгізу (әр қосылуда кемінде бір микропроцессорлық құрылғыны орнату қажет).

3. РҚА микропроцессорларының (бұдан әрі – МП) техникалық құралдары мен бағдарламалық қамтылымы модульдік қағидат пайдаланыла отырып орындалады. Бұл ретте, көршілес модульдерде бас тарту немесе ақаулық болған кезде ақаусыз модульдердің тәуелсіз жұмысы қамтамасыз етіледі. Бұл арқылы қандай да бір функция жоғалған кезде берілген функцияларды іске асырудың тәуелсіздігі де қамтамасыз етіледі.

4. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) релелік қорғау – қысқа тұйықталуларды, жерге тұйықталуларды және электр беру желілерінің (бұдан әрі – ЭБЖ) басқа да қалыпты емес жұмыс режимдерін және олардың бүлінуіне және (немесе) энергетикалық жүйе орнықтылығының бұзылуына әкеп соғуы мүмкін жабдықты автоматты түрде анықтауға, осы ЭБЖ-лер мен жабдықты энергетикалық жүйеден ажырату мақсатында коммутациялық аппараттарды ажыратуға басқару ықпалдарын қалыптастыруға, алдын алу сигналдарын қалыптастыруға арналған құрылғылардың жиынтығы;

2) РҚА құрылғысы – РҚА-ның берілген функцияларын іске асыратын және жедел түрде әрі техникалық тұрғыдан біртұтас ретінде қызмет көрсетілетін техникалық құрылғы (аппарат, терминал, блок, шкаф, панель) және оның тізбектері.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Қызмет ету мерзімі аяқталған немесе моральдық жағынан ескірген РҚА құрылғыларын ауыстыру қажеттілігін айқындайтын негізгі өлшемшарттар

5. Жұмыс істеп тұрған немесе жақын келешекте көзделетін жылу электр станциясының схемалары немесе жұмыс режимдері кезінде құрылғының техникалық сипаттамаларының немесе функционалдық мүмкіндіктерінің селективтікке, тез әрекет етуге, сезімталдыққа, резервілеуге қойылатын талаптарға сай келмеуі.

6. Техникалық қызмет көрсетуді жүргізу кезінде құрылғының талап етілетін сипаттамаларын қалпына келтірудің мүмкін болмауы.

7. Электр механикалық құрылғы аппараттарының оларды ауыстыруды талап ететін жай-күйге дейін іс жүзінде тозуы, аппараттардың Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес нормаланатын іске қосылу санынан едәуір асып түсуі.

8. Бақылау мақсатындағы кәбілдерді, монтаждау сымдарын оқшаулаудың механикалық (кебу, жарылу, морттық) немесе электр беріктігі бойынша немесе оқшаулау кедергісінің деңгейі бойынша қанағаттандырмайтын жай-күйі; құрылғының монтаждау сымдарының, шарғылардың, оқшаулау түтіктерінің айтарлықтай бөлігінің сыртқы түріндегі елеулі өзгерістер

9. Техникалық қызмет көрсетуді жүргізу кезінде және дұрыс емес жұмыс істеу жағдайларын талдау кезінде анықталған, құрылғы элементтері сипаттамаларының өзгеру жағдайлары және (немесе) зақымдану санының өсуі.

10. Жұмыс істеуден бас тартудың салыстырмалы санының (құрылғының дұрыс емес жұмыс істеу пайызының) өсуі.

11. Құрылғыларды және оларға қосалқы бөліктерді шығаруды тоқтату.

3-тарау. Белгіленген қызмет ету мерзімі аяқталған РҚА құрылғыларын жаңғырту, рекострукциялау және ауыстыру бойынша ұсынымдар

12. Әрбір кәсіпорында РҚА құрылғыларын пайдалану мерзімі, қорғалатын жабдық, бас тартудың немесе жалған жұмыстың салдары, отандық микроэлектрондық аналогтардың болуы ескеріле отырып, кезектілік тәртібімен ауыстыруға жататын РҚА құрылғыларының мерзімді түрде қайта қаралатын тізбесі қажет.

13. Микропроцессорлық құрылғыларды енгізу үшін электр станциясындағы электр магниттік ахуалды (бұдан әрі – ЭМА) бағалау үшін арнайы сынақтар және қажет болған кезде оның құрылғылардың кедергіден қорғалу деңгейімен үйлесімділігін қамтамасыз ететін іс-шараларды жүргізу талап етіледі.

14. Жылу электр станциясының негізгі жабдығын немесе оның бір бөлігін техникалық қайта жарақтандыру кезінде екінші тізбектердің кәбілдерін қоса алғанда, осы жабдықтың белгіленген қызмет ету мерзімі аяқталған барлық РҚА құрылғыларын және жай-күйі осы Әдістемелік нұсқаулардың 5 – 11-тармақтарының кемінде бір өлшемшартына сай келетін құрылғыларды ауыстыру жүргізіледі.

15. Қайта жарақтандыру кезінде РҚА құрылғыларын ауыстыру үшін микропроцессорлық құрылғылар немесе жекелеген жағдайларда ауыстырылатын электр механикалық немесе микроэлектрондық құрылғылары бар біртиптілер пайдаланылады.

16. Негізгі жабдықты техникалық қайта жарақтандыру көзделетін объектілерде РҚА құрылғыларын ауыстыру құрылғылардың пайдаланылу мерзімі мен іс жүзіндегі жай-күйі ескеріле отырып, қайта жарақтандыру жобасында көзделеді.

17. Таяудағы жылдары негізгі жабдықты техникалық қайта жарақтандыру көзделмейтін, ал құрылғылардың жай-күйі ауыстыруды талап ететін энергетика объектілерінде олар біртипті электр механикалық немесе микроэлектрондық құрылғыларға ауыстырылады.

Салыстырмалы түрде қанағаттандырарлық жай-күйдегі құрылғыларда қызмет ету мерзімін ұзарту мақсатында неғұрлым сенімсіз блоктар, реле, кәбілдер немесе құрылғының басқа да жлементтері ауыстырылады.

18. РҚА құрылғыларын (оның ішінде екінші тізбектерді, өлшеу трансформаторларын, коммутациялық аппараттар жетектерінің элементтерін) тексеру аппаратураның және екінші тізбектердің жарамдылығын, қосылулар схемаларының дұрыстығын, берілген қорғау өлшемдерінің баптауын, тұтастай алғанда, РҚА құрылғыларының жұмысқа қабілеттілігін бағалау үшін қорғалатын электр жабдығын жаңадан іске қосқан кезде (немесе қолданыстағысы реконструкцияланғаннан кейін) жүргізіледі.

Кезектен тыс тексеру құрылғының схемаларын, құрамын ішінара өзгерткен кезде, РҚА құрылғыларының жекелеген элементтерін ауыстырған кезде немесе реконструкциялаған кезде, қорғау қондырғыларын немесе сипаттамаларын тексеру және (немесе) өзгерту қажет болған кезде жүргізіледі.

19. Жаңа объектілерді пайдалануға беру және жұмыс істеп тұрғандарын реконструкциялау кезінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 18 желтоқсандағы № 210 бұйрығымен бекітілген Электр желілік қағидаларға (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10899 болып тіркелген) сәйкес мыналар көзделеді:

1) мыналарды:

а) РҚА құрылғыларының өзін-өзі бақылау және өзін-өзі резервілеу мүмкіндіктерін ұлғайтуға;

б) РҚА құрылғыларына техникалық қызмет көрсетуге шығындарды төмендетуге;

в) РҚА құрылғыларының энергия тұтынуын төмендетуге;

г) РҚА құрылғыларының габариттері мен материал сыйымдылығын азайтуға;

д) электр энергиясын өндірудің, берудің бірыңғай автоматтандырылған басқару жүйесіне РҚА құрылғыларын енгізу мүмкіндігін жүзеге асыруға мүмкіндік беретін қорғау (автоматика), авариялық оқиғаларды тіркеуші мен зақымдану (қысқа тұйықталу) орнын анықтауыш функцияларын қиыстыратын қазіргі заманғы цифрлық бағдарламаланатын РҚА құрылғыларымен жарақтандыру;

2) электр энергиясының қоректендіру көздеріне (электр станцияларына) жанасатын кернеуі 500-1150 киловольт (бұдан әрі – кВ) және кернеуі 110-220 кВ барлық кіші станцияларда аварияға дейінгі және авариялық режимдерді, оқиғалардың (оның ішінде РҚА құрылғыларының реттілігін) тіркеудің жалпыға ортақ кіші станциялық құрылғыларымен жарақтандыру;

3) РҚА құрылғыларын технологиялық және аварияға қарсы қашықтықтан басқарудың, ақпаратты, техникалық өлшемдердің тапсырмасын (өлшемін) – РҚА құрылғыларының қондырғылары мен қағидаттарын жинау мен талдаудың жаңадан құрылатын көпдеңгейлі жүйелеріне интеграциялау.

20. Энергетикалық кәсіпорындар өз бетінше немесе тиісті жұмыстарды жүргізуге ресми ресімделген құқығы (лицензиясы) бар басқа кәсіпорындар мен ұйымдарды шарт негізінде тарта отырып, РҚА құрылғыларының жаңғыртылуын, реконструкциялануын және ауыстырылуын жүргізуді қамтамасыз етеді.

21. Жаңадан монтаждалған РҚА құрылғылары мен екінші тізбектер іске қосылар алдында баптаудан және қабылдау сынақтарынан өтеді. Жаңа құрылғыларды пайдалануға беруге және оларды іске қосуға арналған рұқсат Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес релелік қорғау және электр автоматикасы журналында жазба жасала отырып, белгіленген тәртіппен беріледі.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 26-қосымша

Энергия жүйесінің электр бөлігіндегі аварияларды жою жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Энергия жүйесінің электр бөлігіндегі аварияларды жою жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2007 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және электр жүйесі электр бөлігінің жұмыс істеу қауіпсіздігін қамтамасыз етуге арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) авариялық бұзушылық – пайдалану кезінде істен шығуына немесе бүлінуіне әкелген, электр қондырғысының немесе оның элементтерінің технологиялық жұмыс параметрлерінің жол берілмейтін ауытқулары;

2) жүйелік авария – Қазақстан Республикасы бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің орнықтылығынан айырылуына және бірнеше бөліктерге бөлінуіне әкелген, электр энергетикасы объектілерінің жұмыс режимдерінің авариялық бұзылуы;

3) технологиялық бұзушылық – электр және (немесе) жылу энергеиясын өндіру, беру, тұтыну процестерінің бұзылуына әкеп соққан, жабдықтардың және (немесе) желілердің істен шығуы немесе бүлінуі, оның ішінде жану немесе жарылу салдарынан істен шығуы немесе бүлінуі, белгіленген режимдерден ауытқуы, санкцияланбаған сөнуі немесе жабдықтың жұмыс қабілетінің шектелуі немесе жарамсыздығы.

Ескертпе: зардаптардың сипатына және ауырлығына қарай, Қазақстан Республикасының бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің (БЭЭ), электр станцияларының, аудандық қазандықтардың, электр және жылу желілерінің жұмысындағы технологиялық бұзушылықтар Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 121 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік-құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10558 болып тіркелген) Бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің, электр станцияларының, аудандық қазандықтардың, электр және жылу желілерінің жұмысындағы технологиялық бұзушылықтарға тергеп-тексеру жүргізу және оларды есепке алу қағидаларына (бұдан әрі – Техноллогиялық бұзушылықтарды тергеп-тексеруді және оларды есепке алуды жүргізу қағидалары) сәйкес І дәрежелі және ІІ дәрежелі істен шығуларға, аварияларға сыныпталады.

Осы Әдістемелік нұсқаулардың бүкіл мәтіні бойынша "аварияларды жою" деген термин "технологиялық бұзушылықтарды жою" ретінде оқылсын.

4) "авария" режимі – жою үшін генерациялайтын агрегаттарды қосу (сөндіру) немесе электр станциялары генераторларының белсенді жүктемесін өзгерту қажет болатын авариялық бұзушылықтар болған жағдайда электр желісінің тиісті учаскесінде жүйелі оператор енгізетін шара;

5) Қазақстан Республикасының бірыңғай электр энергетикасы жүйесі – Қазақстан Республикасының энергия тұтынушыларын сенімді әрі сапалы энергиямен жабдықтауды қаматамасыз ететін электр станцияларының, электр беру жолдары мен кіші станциялардың жиынтығы;

6) жүйелік оператор – орталықтандырылған жедел-диспетчерлік басқаруды, басқа мемлекеттердің энергия жүйелерімен параллель жұмысты қамтамасыз етуді, энергия жүйесінің теңгерімін ұстап тұруды, жүйелік қызметтер көрсетуді және электр энергиясының көтерме нарығы субъектілерінен қосалқы қызметтерді сатып алуды, сондай-ақ ұлттық электр желісі бойынша электр энергиясын беруді, оған техникалық қызмет көрсету және пайдалануға әзір күйде ұстауды жүзеге асыратын ұлттық компания;

7) авариялық әзірлік – жөндеудің ұзаққа созылуы тұтынушыларды шектеуге (сөндіруге) немесе энергия объектісі (электр станциялар, кіші станциялар), энергия жүйесі (бірлестігі) жұмысының сенімділігін күрт төмендетуге әкеп соғуы мүмкін жағдайларда, жабдықтардың немесе электр беру желілерінің (бұдан әрі ЭБЖ) жұмыс жай-күйін қалпына келтіру үшін қажетті уақыт;

8) жедел персонал – энергия қондырғыларын жедел басқаруды жүзеге асыратын персонал (қарап-тексеру, жедел қайта қосу, жұмыс орнын дайындау, жұмыс істейтін персоналды жіберу және қадағалау).

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Аварияларды жою кезінде жұмыстарды ұйымдастыру тәртібі

3. Авариялық бұзушылықтар болған кезде жүйелік оператор электр желісінің тиісті учаскесінде "авария" режимін енгізеді және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 2 ақпандағы № 58 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік-құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10552 болып тіркелген) Қазақстан Республикасының бірыңғай электр энергетикасы жүйесінде авариялық бұзушылықтарды болғызбау және оларды жою жөніндегі қағидаларға (бұдан әрі – Авариялық бұзушылықтарды болғызбау жөніндегі қағидалар) сәйкес электр қуатының резерві қолданысқа енгізіледі.

4. Жүйелік оператордың бірыңғай электр энергетикасы жүйесіндегі авариялық бұзушылықтарды болғызбау және оларды жою жөніндегі өкімін Авариялық бұзушылықтарды болғызбау жөніндегі қағидаларға сәйкес Қазақстан Республикасының көтерме электр энергиясы нарығының барлық субъектілері орындайды.

5. Аварияның туындау қатерін төндіретін жабдықтың қалыпты жұмысындағы өзгерістер авариялық жағдай болып табылады. Авариялар белгілері Технологиялық бұзушылықтарды тергеп-тексеру және оларды есепке алу қағидаларына сәйкес айқындалады.

6. Авариясыз жұмыс істеудің маңызды шарты – режим өзгерген немесе кемшіліктер туындаған кезде персоналдың сабыр сақтауы, аға персоналдың нұсқаулықтары мен өкімдерінің нұсқауларын тәртіпті және саналы түрде орындау, әбігерлікке, сасқалақтауға, бөгде адамдардың жұмысына араласуға жол бермеу болып табылады. Аваиялық жағдайлар төнген кезде адамдардың қауіпсіздігі мен жабдықтардың сақталуы қамтамасыз етіледі.

7. Қазақстан Республикасының БЭЖ әртүрлі авариялық жағдайлар болған кезде жүйелік оператордың жедел персоналы мен онымен өзара іс-қимыл жасайтын желіні пайдаланушылардың әрекеттері Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 18 желтоқсандағы № 210 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік-құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10899 болып тіркелген) Электр желілік қағидаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасының электр энергетика саласындағы заңнамасына сәйкес жүйелік оператор әзірлеп, бекітеді. "Аварияларды болғызбау және жою жөніндегі нұсқаулықпен регламенттеледі (бұдан әрі – Нұсқаулық).

8. Осы Нұсқаулық негізінде желіні пайдаланушылар жедел персоналдарға өздерінің электр қондырғыларындағы аварияларды жою жөніндегі нұсқаулықтар әзірлейді, онда басқалармен қатар жедел персонал мыналарға байланысты қолмен әрекет еткен кездегі жағдайлар мен тәртіптер айқындалған:

1) жиіліктің жоғарылауы;

2) жиіліктің төмендеуі;

3) кернеудің жоғарылауы;

4) кернеудің төмендеуі;

5) өңіраралық және өңірлік байланыстардың шамадан асуы;

6) бейсинхрондық режим мен синхрондық құбылулардың туындауы;

7) Қазақстанның БЭД бөлінуі;

8) әуе желісінің бүлінуі және сөнуі 220-500-1150 киловольт (бұдан әрі – кВ)

9) генерациялайтың қуаттың басым бөлігін жоғалту;

10) сөндіргіш пен ажыратқыштың бүлінуі;

11) релелік қорғау құрылғылары мен автоматиканың және аварияға қарсы автоматиканың бұзылуы және істен шығуы.

9. Әртүрлі деңгейдегі жедел-диспетчерлік персонал арасында функцияларды бөлу Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік-құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына және Авариялық бұзушылықтарды болғызбау жөніндегі қағидаларға сәйкес, ережелер негізінде авариялық бұзушылықтарды болғызбау, оқшаулау және жою жөніндегі нұсқаулықтарда айқындалады:

1) егер мұндай операциялар объектінің жедел-диспетчерлік персоналының әрекеттерін өзара үйлестіруді талап етпейтін болса және авариялық бұзушылықтардың өршуін немесе оның жойылуын кідіртуді туындатпаса, жедел-диспетчерлік персонал өз бетінше авариялық бұзушылықтарды болғызбау, оқшаулау, жою және олардың өршуінің алдын алу бойынша барлық операцияларды жүргізеді;

2) төмен тұрған жедел-диспетчерлік персонал жабдықтың тиесілігіне сәйкес өз объектісіндегі режимді бұзушылықтар туралы жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналды хабардар етеді.

10. Төмен тұрған жедел-диспетчерлік персонал жабдықтың тиесілігіне сәйкес өз объектісіндегі режимді бұзушылықтар туралы жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналды мынадай жағдайларда:

1) әртүрлі кернеудегі электр желілерінің байланысы жүзеге асырылатын транзиттік электр беру жолдары мен трансформаторлардағы автоматты түрде сөндірулер, қосылулар, кернеудің жоғалуы және жұмыс режимінің күрт өзеруі кезінде;

2) генераторлардың, электр беру желілерінің, трансформаторлардың симметриялы емес режимдері туындаған, бақылау нүктелерінде кернеу төмендеген, жабдықтың кернеуі рұқсат етілмейтіндей артқан, генераторлар, синхронды компенсаторлар, автоматты реттеу құрылғыларының жұмысы шамадан тыс жүктелген, автоматты жиілік жүктемесі азайған, құбылулар пайда болған кезде;

3) электр станцияларындағы (кіші станциялардағы) да, оған жақын жердегі де қысқа тұйықталудың сыртқы белгілері туралы, сөндіруден және сигналдан қорғау жұмысы туралы, автоматты қайта қосу, жиілікті автоматты қайта қосу, резервті автоматты қосу, режимді автоматика құрылғыларының жұмысы туралы, электр тогы жиілігінің деңгейі туралы, жабдықты, электр беру желілерін сөндіру себептері туралы хабардар етеді және жоғары тұрған диспетчердің өкімін қатаң орындайды.

11. Авариялық бұзушылықтарды жоюға басшылық былайша жүзеге асырылады:

1) бірнеше өңірді қамтитын авариялық бұзушылықтарды жоюға басшылықты бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің жүйелік операторының ұлттық диспетчерлік орталығы диспетчері жүзеге асырады;

2) бір өңірдің жұмыс режимін қозғайтын авариялық бұзушылықтарды жою өңірлік диспетчерлік орталық диспетчерінің басшылығымен жүргізіледі;

3) жергілікті маңызы бар және бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің жұмыс режимін қозғамайтын электр желілеріндегі авариялық бұзушылықтарды - осындай бұзушылықтардың таралуы ауданына және желілерді басқару құрылымына қарай, өңірлік электр желілік ұйымның диспетчері немесе тірек кіші станцияның диспетчері жояды;

4) кіші станцияларда – кіші станцияға қызмет көрсету типіне қарай кіші станциялар тобының бастығы немесе шебері, жедел-көшпелі бригада, кезекші кіші станция жүргізеді:

5) электр станцияларда – станция ауысымының бастығы орындайды.

12. Бірыңғай электр энергетикасы жүйесі және өңірлік диспетчерлік орталық операторының диспетчері авариялық бұзушылықтарды болғызбау, оқшаулау және жою жөніндегі және бірыңғай электр энергетикасы жүйесінде өздерінің жедел басқаруы мен қарауындағы жабдыққа олардың таралуының алдын алу жөніндегі барлық операцияларды өз бетінше жүргізеді, сондай-ақ қажетті ақпарат алынып, тоқтатыла тұрады, егер бұл қажет болса, өзінің жедел басқаруында немесе қарауында болмайтын жабдықтардағы авариялық бұзушылықтарды жояды.

13. Барлық деңгейдегі диспетчерлік басқарма диспетчерлерінің, сондай-ақ электр станцияларының ауысымдары бастықтарының және кіші станциялар кезекшілерінің авариялық бұзушылықтарды жою кезіндегі барлық жедел келіссөздері мен өкімдері жазып алатын құрылғыда тіркеледі.

14. Сипатына қарай, авариялық бұзушылықтарды жою кезінде ауысымды қабылдау және тапсыру жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың рұқсатымен жүргізіледі.

15. Авариялық бұзушылықтарды жою кезінде жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың жедел басқаруында немесе қарауында болмайтын жабдықта операциялар жүргізілетін жағдайларда, ауысымды тапсыру – авариялық бұзушылық болған энергетика объектісінің басшылық ететін әкімшілік-техникалық персоналының рұқсатымен жүргізіледі.

16. Жедел-диспетчерлік персонал авариялық бұзушылықтарды жоюға басшылықты жүзеге асырады, әкімшілік-техникалық персонал қатарынан адамдардың болуына қарамастан, қалыпты режимді қалпына келтіру жөніндегі іс-шаралар жүзеге асырылады және шешімдер қабылданады.

17. Бірыңғай электр энергетикасы жүйесі жүйелік операторының ұлттық диспетчерлік орталығы диспетчерінің (өңірлік электр желілік ұйымның өңірлік диспетчерлік орталығы) өз құзыретіне кіретін мәселелер бойынша барлық өкімдерін қарамағындағы жедел-диспетчерлік персонал орындайды. Адамдардың өміріне, жабдықтардың сақталуының бұзылуына немесе электр станциялардың, кіші станциялардың өз қажеттіліктері үшін электр энергиясының ысырап болу қаупі төнген жағдайларда, кезекші персонал осындай өкім берген бірыңғай электр энергетикасы жүйесі жүйелік операторының ұлттық диспетчерлік орталығы диспетчерінің өкімін өз шешімі бойынша жойып, оған және кәсіпорынның бас инженеріне қабылданған шешім туралы хабарлайды.

18. Жою үшін генерациялайтын агрегаттарды қосу/сөндіру немесе электр станциялары генераторларының белсенді жүктемесін өзгерту қажет болатын авариялық жағдайлар туындаған кезде диспетчер, бұзушылықтарды жоюды басқарушы ұлттық немесе өңірлік электр желісінің тиісті учаскесіне "авария" режимін енгізеді.

19. "Авария" режимі қолданылған уақытта нарықта шарттық қатынастарды орындауға байланысты рәсімдер авария болған электр желісінің бөлігінде тоқтатыла тұрады.

20. Электр станциялары мен желілерінің жедел персоналы жедел шешім қабылдау дағдыларын қалыптастыру үшін кезең-кезеңмен оқудан және аварияға қарсы оқу-жаттығулардан өтіп тұрады. Кезең-кезеңмен оқудан және аварияға қарсы оқу-жаттығулардан өтпеген жедел персонал өз міндеттерін орындауға жіберілмейді.

21. Авариялық жағдайлар болған кезде барлық қайта қосуларды жедел персонал Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік-құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі техникалық қауіпсіздік қағидаларына сәйкес арнайы айтпаса да барлық қорғаныш құралдары міндетті түрде қолдана отырып, кәсіпорынның нұсқаулықтарына сәйкес жүргізеді.

22. Авариялық процестер жедел-диспетчерлік персоналдың әрекет етуі мүмкін болмайтындай жылдам (секундтар, мили секундтар) өткен кезде аварияға қарсы автоматика көзделеді, олардың негізгі мақсаттары:

1) орнықтылықтың бұзылуын болғызбау;

2) бейсинхрондық режимді жою;

3) жиіліктің және кернеудің жол берілмейтіндей артуын/төмендеуін жою болып табылады.

23. Аварияға қарсы автоматика құрылғысы ұлттық электр жлісінің электр желісінде, өңірлік электр желілік ұйымда, электр энергиясының көтермен нарығы субъектілерінде орнатылады.

24. Электр жүйелерінің жұмыс режимінің бұзылуына, авариялық бұзушылықтардың туындауына және өршуіне жол бермеу, электр режимі параметрлерінің жол берілмейтін ауытқуларын немесе қауіпті авариялық ақауларды анықтау арқылы оларды оқшаулау және жою мақсатында генерациялауды автоматты төмендетуді немесе электр қуатын тұтынуды аварияға қарсы басқаруды жүзеге асыратын аварияға қарсы автоматика қолданылады.

25. Генерациялауды төмендетуді аварияға қарсы басқару электр станцияларын автоматты жеңілдету құрылғыларымен жүзеге асырылады, олар блокты электр станцияларында, гидроэлектр станцияларында генераторларды сөндіруге немесе турбиналарды жеңілдетуге әсер етеді. Генерациялаудың авариялық ұлғаюын аварияға қарсы басқару генераторларды автоматты жеңілдету құрылғыларымен жүзеге асырылады.

26. Энергия тұтынуды аварияға қарсы басқару – жиіліктің және кернеудің төмендеуін шектеу, орнықтылықтың бұзылуын болғызбау, энергия тұтынушыларды автоматты сөндіру арқылы жабдыққа тоқ жүктемесінің түсуін шектеу үшін қолданылады және жиілік жүктемесінің автоматикасы, жүтемені сөндірудің арнайы автоматикасы құралдары арқылы іск асырылады.

27. Жүктемені сөндірудің арнайы автоматикасы тұтынушылардың объектілерінде орындалады, онда технологиялық процестің сипаты бойынша, резервтерді жұмылдыру немесе басқа тұтынушыларға шектеулерді енгізу үшін жеткілікті уақытта қуат көзінде кенеттен үзіліс болады. Аварияға қарсы автоматика жұмысының сенімділігін қамтамасыз ету үшін жүктемені сөндірудің арнайы автоматикасы, ең алдымен, ірі тұтынушылардың объектілерінде қолданылады, ірі тұтынушылардың объектілерінде жүктемені сөндірудің арнайы автоматикасының көлемі жеткіліксіз болған немесе энергетика торабында олар болмаған кезде, жүктемені сөндірудің арнайы автоматикасы басқа тұтынушылардың объектілерінде қолданылады.

28. Жүктемені сөндірудің арнайы автоматикасына қосылған жүктеме көлеміне мониторинг жүргізуді жүйелік оператор жүзеге асырады.

29. Жиілікті жеңілдету автоматикасы белсенді қуаттың кенеттен тапшылығы болған кезде жиіліктің төмендеуінен туындайтын жүйелік аварияларды болғызбау және жою үшін қолданылады.

30. Жиілікті жеңілдету автоматикасының көлемі мен қондырғысын жүйелік оператор айқындайды. Көлемдерін айқындау кезінде авариялық режимдер мен жөндеу схемаларын ықтимал салу қаралады. Жиілікті жеңілдету автоматикасының көлемдерін айқындау кезінде авариялық жағдайлардағы қуат тапшылығының неғұрлым жоғары мөлшері негізге алынады.

31. Жүйелік оператор өңірлік диспетчерлік орталыққа жиілікті жеңілдету автоматикасының, жиілікті автоматикалық қайта қосудың шекті қолданылу шарттарын белгілейді – яғни қосылған жүктеменің ең төменгі жол берілетін көлемі, жиілікті жеңілдету автоматикасы қондырғыларының диапазоны, кезектің ең аз саны, жиілікті жеңілдету автоматикасының кезектері арасында жүктеме көлемін бөлу жүргізіледі.

32. Өңірлік диспетчерлік орталық жиілікті жеңілдету автоматикасының сатылары бойынша тұтынушыларды бөлуді айқындайды, бұл ретте жиілікті жеңілдету автоматикасының сатыларына тұтынушыларды қосу жиілігі аз және жұмыс істеу мерзімі жоғары болып жүзеге асырылады.

33. Жыл сайын өңір бойынша жүйеаралық электр желісінің бас инженері жиілікті жеңілдету автоматикасының құрылғыларына қосылған тұтынушылар тізбесін бекітеді және ұлттық диспетчерлік орталықтың бас диспетчерімен келіседі.

34. Бірыңғай электр энергетикасы жүйесіндегі технологиялық бұзушылықтарды болғызбау және жою үшін жүйелік оператор, ең алдымен, шектес мемлекеттердің электр жүйелері қуатының қол жетімді резервтерін қоса алғанда, жедел қуат резервтерін енгізеді.

35. Шектеулер енгізуді қамтамасыз ететін іс-шаралар жоспарын жыл сайын электр энергиясы көтермен нарығының әрбір субъектісімен бірлесіп, өңірлік диспетчерлік орталық әзірлейді және жүйелік оператордың ұлттық диспетчерлік орталығының бас диспетчері бекітеді.

36. Электр энергиясының көтерме нарығы субъектілерінің электр энергиясын тұтынуын шектеу мынадай жағдайларда жүргізіледі:

1) жедел резервтік қуат сарқылған кезде электр энергиясын берушілерден генерациялайтын қуаттың төмендеуі;

2) жедел резервтік қуат сарқылған кезде авариялық сөну немесе арналар мен жабдықтарға авариялық шамадан тыс жүктеме түсуі;

3) бірыңғай электр энергетикасы жүйесінде жиіліктің 49,6 Гц-тен ұзақ уақыт бойы (екі сағаттан астам) төмен болуы және жедел резервтік қуаттың сарқылуы.

38. Энергия өндіруші ұйым жүктемені тәуліктік графикте белгіленген шамаға дейін көтергеннен кейін не басқа энегрия өндіруші ұйым кейіннен жазбаша түрде растай отырып, осы мақсаттар үшін жүктемені көтергеннен кейін шектеулер алып тасталады.

39. Жиілікті автоматты жеңілдетуден ажыратылған тұтынушылар қуат резервтері енгізілген және/немесе режимдік параметрлерді (жиілікті, кернеуді, қуаттылық мәндерін) қалпына келтіру шартымен шектеулерді енгізген соң қосылады.

40. Нақты уақыт режимінде теңгерімді нарық жұмысының басталуымен, тұтынушыларды шектеу жүйелік оператордың қуат резервтері сарқылған кезде авариялық режимдерде енгізіледі.

41. Авариялық сөнген, электр беру арналарының өткізу қабілеті және жабдықтың жол берілген жүктемесі артқан кезде шектеулерді енгізу:

1) кернеуі 220-500 кВ электр беру арналарын жоғары вольтты арналар жұмысынлағы өткізу қабілетін төмендете отырып авариялық сөндірген (тапшылық бөлігінде шектеулерді енгізу әуе арналарының деректері бойынша электр энергиясын шартпен беретін тұтынушылардың атына жүргізілед);

2) аварияға қарсы автоматиканың жұмысын болғызбау үшін тапшылық бөлігінде генерациялайтын қуаттың ысырабынан туындаған, кернеуі 220-500 кВ электр беру арналарының жүктемесі шамадан тыс болған кезде жүргізіледі.

42. Енгізілетін шектеулердің көлемін электр желісі жұмысының авариядан кейінгі режимін қамтамасыз ету жағдайларын негізге ала отырып, жүйелік оператор диспетчері айқындайды және тұтынушылардың тәуліктік графикпен белгіленген жүктемесіне пропорционалды түрде бөлінеді.

43. Өңірде кернеуі 110-220 кВ байланыс үзілген, шамадан тыс жүктеме түскен кезде шектеулерді енгізуді тиісті диспетчерлік орталық өз бетінше жүргізеді.

44. Бірыңғай электр энергетикасы жүйесінде жиілік ұзақ уақыт төмен болған кезде шектеулерді енгізу кезінде жүргізіледі:

1) екі және одан да көп сағат бойы 49,6 Гц-тен төмен жиілікте ұзақ уақыт жұмыс істеген кезде өңірлердің (жекелеген тұтынушылардың) электр қуатын тұтынуы жүктеменің реттейтін әсерінің шамасына азаяды. Жиілік бойынша тұтынуды түзету өңірдің тұтыну қуатының (тұтынушының, энергетикалық тораптың) 0,8 – 1 пайызын құрап, 0,1 Гц жиіліктен ауытқиды;

2) жиіліктің 49,6 Гц төмен азаюы кезінде жиілік бойынша түзете отырып, тәуліктік графикпен берілген тұтыну деңгейін ұстап тұру үшін шектеулерді енгізуді тұтынушы өз бетінше жүргізеді. 20 минут ішінде жиілік бойынша тұтынуды өз бетінше түзету орындалмаған жағдайда, диспетчерлік орталық осы тұтынуды мәжбүрлеп шектеуді енгізеді.

45. Қазақстанның БЭЖ негізгі диспетчерлік орталықтан диспетчерлік басқаруды жүзеге асыруы мүмкіндігі болмаған кезде Қазақстанның БЭЖ басқармасының функциялары дублерге беріледі.

46. Желі пайдаланушылары шешім қабылдауға уәкілетті және тәуліктің 24 сағаты ішінде байланысқа шыға алатын желі пайдаланушылар өкілдерін көрсете отырып, бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің жүйелік операторы ұлттық диспетчерлік орталығымен және жергілікті энергия беруші ұйымдармен жазбаша нысанда телефон нөмірлерін алмасады.

Бұзушылықтар туындаған кезде:

1) егер бұзушылық желі пайдаланушының электр қондырғысында туындаған болса, ол бұл туралы жүйелік оператор мен өзі желілеріне қосылған энергия беруші ұйымға хабар береді;

2) егер бұзушылық энергия беруші ұйымның электр қондырғысында туындаған болса, ол бұл туралы жүйелік оператор мен барлық қосылған пайдаланушыларға хабар береді;

3) егер бұзушылық жүйелік оператордың электр қондырғысында туындаған болса, жүйелік оператор бұл туалы осы электр қондырғы басқаруында немесе қарауында болатын желі пайдаланушысына хабар береді.

47. Хабарламаны алғаннан кейін не бұзушылықтарды өз бетінше тапқан соң жүйелік оператор бұзушылық фактісі жүйелік авария болып табыла ма, жоқ па айқындайды. Жүйелік авария белгілері расталған жағдайда, жүйелік оператор жүйелік аварияның себептерін айқындайды және оны жоюға кіріседі.

Авария себебі анықталған кезден бастап жүйелік оператордың өңірлік диспетчерлік орталығының диспетчерлері арасындағы барлық коммуникация талап етуі бойынша бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің жүйелік операторы ұлттық диспетчерлік орталығының диспетчеріне беріледі.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 27-қосымша

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Кернеуі 110 киловольттан (бұдан әрі – кВ) жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және кернеуі 110 кВ жоғары күштік кәбілдік желілерге қолданылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) кәбілдік желі – электр энергиясын және оның жекелеген импульстарын беруге арналған, өзара коммутациялық аппараттарсыз қосылған қосқыш, тежеуіш және ұштық жалғастырғыштары (бітеуіштері) мен бекітуші бөлшектері, ал май толтырылған желілер үшін бұдан басқа қоректендіруші аппараттары мен май қысымының сигнал беру жүйесі бар бір немесе бірнеше қатарлас кәбілдерден тұратын желі;

2) кәбіл коллекторы – кәбілдер мен басқа да коммуникацияларды орналастыруға арналған туннель;

3) кәбіл туннелі – кәбілдер мен кәбіл жалғастырғыштарын орналастыруға арналған тірек конструкциялар орналастырылған, ұзына бойы кәбілдерді төсеуді, кәбіл желілерін жөндеу мен қарап тексеруді жүргізуге мүмкіндік беретін еркін өтетін жолы бар жабық кәбілдік құрылыс (дәліз);

4) кәбіл арнасы – жабық әрі топыраққа терең (ішінара немесе толық) батырылған, кәбілдерді орналастыруға арналған еден, жабын, өтетін жол жоқ кәбілдік құрылыс, жабын алынған жағдайда ғана олар төсеуге, жөндеуге немесе қарап тексеруге болады;

5) кәбіл шахтасы – кәбіл конструкциялары бар тігінен созылған өтетін жолы бар (бүкіл биіктігі бойынша қапсырмалармен немесе баспалдақпен жабдықталған) немесе өтетін жолы жоқ (қабырғасы толық немесе ішінара алынатын немесе әр қабатында есіктері (лютері) бар) жабық құрылыс;

6) кәбілдік блок – кәбілге қатысты құдықтармен бірге кәбіл төсеуге арналған құбырлары (арналары) бар кәбілдік құрылыс;

7) кәбіл қорабы (бұдан әрі – қорап) кәбілдік конструкциялары бар немесе конструкцияларсыз, қақпақтары алмалы-салмалы, өтетін жол жоқ көлденең немесе еңіз созылып жатқан жабық құрылыс;

8) май толтырылған төмен қысымды кәбіл желісі – майдың ұзақ уақыт рұқсат етілетін артық қысымы 0,5 - 0,6 мега Паскальдан (бұдан әрі – МПа) (күш килограмы /шаршы сантиметр (бұдан әрі – кгс/см²) аспайтын желі;

9) май толтырылған жоғары қысымды кәбіл желісі – майдың ұзақ уақыт рұқсат етілетін артық қысымы 1 мПа (10 кгс/см²) асатын желі;

10) май толтырылған төмен қысымды кәбіл желісінің секциясы – тежеуіш жалғастырғыштардың немесе тежеуіш және ұштық жалғастырғыштардың арасындағы желі учаскесі;

11) тармақтауыш құрылғы – болат құбыржолдың ұшы мен бір фазалы ұштық жалғастырғыштар арасындағы май толтырылған жоғары қысымды кәбіл желісінің бөлігі;

12) сіңіргіш құрылғы – автоматты түрде әрекет ететін құрылғы, ол бактардан, сорғылардан, құбырлардан, қайта іске қосу клапандарынан, вентильдерден, автоматика қалқанынан және жоғары қысымды кәбіл желісіне май сіңіруді қамтамасыз етуге арналған басқа да жабдықтан тұрады;

13) кәбіл желісінің ұзақ уақыт рұқсат етілетін ток жүктемесі – кепілдік берілген бүкіл мерзім ішінде кәбіл желісі қалыпты жұмыс істей алатын ең жоғары тұрақты жүктеме;

14) кәбіл желісінің шамадан тыс жүктемесі – кәбіл желісі жұмысының қалыпты немесе авариялық режимінде желінің ұзақ уақыт рұқсат етілетін жүктемеден асып кету;

15) кәбіл арматурасы – кәбілдерді қосуға, тармақтауға, ұштауға және бекітуге арналған конструкциялар.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Кернеуі 110 кВ жоғары күштік кәбілі желілері пайдаланылған кезде Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 123 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10799 болып тіркелген) Энергетика кәсіпорындары үшін өрт қауіпсіздігі қағидалары (бұдан әрі – Энергетика кәсіпорындары үшін өрт қауіпсіздігі қағидалары) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасының қағидалары (бұдан әрі – Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасының қағидалары) басшылыққа алынады.

Кәбіл желілерін тұрғызу, кәбілдік конструкцияларды таңдау және оларды төсеу тәсілдері Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 250 бұйрығымн бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10851 болып тіркелген) Электр қондырғыларын орнату қағидаларына сәйкес жүргізіледі.

4. 110 кВ жоғары кернеуге арналған кәбілдер тігілген полиэтиленнен жасалған оқшаулағышпен және төмен әрі жоғары қысымдағы май толтырылып шығарылады.

5. Май сіңіруші құрылғылар барлық есептік режимдерде кәбіл желілеріне май сіңіруді қамтамасыз етеді.

6. Май толтырылған кәбіл желілерінің электрлік беріктігі мен сенімділігі майдың жоғары диэлектрлік қабілеттері (шағын диэлектрлік шығындар, жоғары электрлік беріктігі) сақталған жағдайда ғана қамтамасыз етіледі. Оқшаулануының диэлектрлік қабілеттерінің тұрақтылығын қамтамасыз ету және ондағы иондаушы процестердің дамуының алдын алу үшін май толтырылған кәбіл желілеріне арналған май терең газсыздандыруға ұшырайды.

7. Кәдімгі кәбіл желілеріне (тұтқыр сіңіруімен) қарағанда, май толтырылған кәбіл желілерін пайдалану май сіңіретін құрылғылардың жай-күйін жүйелі қадағалау, кәбіл желілеріндегі майдың жай-күйін (сапасын) қадағалау, бүкіл жүйенің жоғары герметикалығын қамтамасыз ету және кәбілге ауаның кіріп кетуінің және майдың бұзылуынан газдың түзілуінің алдын алу қажеттілігі секілді талаптардың сақталуымен байланысты.

8. Кернеуі 110 кВ жоғары май толтырылған кәбіл желілері үшін кәбіл қабыршақтарының және әсіресе жоғары қысымдағы желілердегі болатты құбыржолдардың тотығып бұзылуының алдын алуға ерекше көңіл бөлу керек.

9. Желілердің өткізу қабілетін пайдалану диэлектрлік шығындардың есебінен оқшаулануын қосымша қыздыруды есепке алады. Төмен қысымдағы кәбіл желілері бір фазалы кәбілдерден орындалады, сондықтан қаптамаларда дәлденген токтардың әсерін есепке алуды талап етеді.

10. Қазіргі уақытта тігілген полиэтиленнен жасалған оқшаулағышы бар кәбіл жүйелері шығарылады.

Кәбіл желілерінің трассаларында жүзеге асырылатын жұмыстарды қадағалауды және осы желілердегі бүліну орындарын айқындау жөніндегі жұмыстарды орындаған кезде осы Әдістемелік нұсқаулар басшылыққа алынады.

2-тарау. Кәбіл желілерінің жүктелу қабілеті

11. Кернеуі 110 кВ жоғары барлық үлгідегі май толтырылған кәбіл желілері үшін оларды тартудың кез келген жағдайлары (топырақта, ауада және су астында) үшін ток өткізуші тарамдары қызуының ұзақ уақытқа рұқсат етілетін 70 Цельсий гардусы (бұдан әрі –

С) тең температурасы белгіленген.

12. Топырақта, ауада және су астында тартылған кәбілдердің ток өткізуші тарамдарының қызуының ұзақ уақытқа рұқсат етілетін температурасы трассаның бүкіл ұзындығы бойынша кәбілдердің суып қалуы туралы деректер болған және кәбілдер тартылған орларды үйіп толтыру үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес жақсартылған жылу қабілеттері бар арнайы топырақ қолданылған кезде және жүктелу коэффициенті 0,8 ең жоғары есептік мәннен аспаған жағдайда, кернеуі 110 және 220 кВ кәбілдер үшін (май толтырылған, төмен қысымды, қорғасын қабығы бар, беріктендіруші жабыны бар және битум құрамының, полиэтилентерефталат таспалары мен сіңірілген кәбіл жіптерінің қабаттарынан тұратын қорғаушы жабыны бар – МНСА және май толтырылған, төмен қысымды, қорғасын қабығы бар, беріктендіруші жабыны бар, жастығы бар, мырышталған дөңгелек болат сымдардан жасалған сауыты бар, битум құрамының, полиэтилентерефталат таспалары мен сіңірілген кәбіл жіптерінің қабаттарынан тұратын сыртқы жабыны бар – МНСК маркалы кәбілдерден басқа) 85

С дейін және кернеуі 330 және 500 кВ кәбілдер және МНСА және МНСК маркалы кәбілдер үшін 75

С дейін ұлғайтылуы мүмкін.

13. Май толтырылған желілерге арналған ұзаққа рұқсат етілетін ток жүктемелері кәбіл құрылымына, параллельді тартылған кәбілдердің санына, оларды тарту жағдайларына (топырақ, ауа) тәуелді болады және жобаланатын желінің трассасында орындалған ізденістердің нәтижелерін ескерумен кәбіл желілерін жобалаған кездегі есептермен айқындалады.

14. Пайдалану процесінде жүктемелерді қайта есептеу жүктеу сынақтарының нәтижелері бойынша жүргізіледі.

Есептеу МемСТ 60641-2-2006 "Прессшпан және электротехникалық мақсаттағы көп қатпарлы қағаз. 2-бөлім. Сынақтан өткізу әдістері" сәйкес жүргізіледі, ол ұзақ уақытқа рұқсат етілетін ток жүктемесін белгілеген кезде қаптамадағы және нығайтушы қабаттағы мыс таспаларындағы токтың мәнін, үстіңгі әсері мен тарамдар жақындығының әсерін, топырақтың үлестік жылу кедергісін, желдетуінің болуы және жүктеме коэффициентін есепке алуды ұсынады. Кәбіл қимасын таңдаған кезде жобалаушы ұйымдар кәбіл желісінің жүктеме қабілетіне қойылатын талаптарды есепке алады.

15. Орташа есептелген шарттар үшін қорғасын және алюминий қабыршақтарындағы кернеуі 110 – 220 кВ май толтырылған кәбілдерге арналған ұзақ уақытқа рұқсат етілетін ток жүктемелері осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшада келтірілген.

16. Орташа есептелген шарттар үшін 1500 миллиметр (бұдан әрі – мм) тереңдігінде бір кәбілді немесе жарықтағы қашықтығы 500 мм (төмен қысымдағы кәбілдер үшін) және 580 мм (жоғары қысымдағы кәбілдер үшін) екі параллельді кәбілді тарту немесе ауада тарту. Төмен қысымдағы кәбілдер саңылауы жоқ тең қабырғалы үшбұрыштың сүйір ұштары бойынша орналасады. Қаптамалары желінің екі ұшынан да жерге тұйықталған. Орташа есептелген шарттар үшін топырақтың үлестік жылу кедергісі 120 Цельсий градусы сантиметр/Ватт (бұдан әрі –

С (см/Вт), оқшаулануы 500

С (см/Вт), қорғаушы жоғарғы беті 600

С (см/Вт) және қоршаған ортаның температурасы тиісінше ауа және топырақ үшін 25 және 15

С тең деп қабылданады.

17. МНСК маркалы болатты сым сауыты бар төмен қысымдағы кәбілдер үшін ұзақ уақыт рұқсат етілетін ток жүктемесі ауада тартылған кезде 0,94 және топырақта тартылған кезде 0,90 тең деп қабылданды, МНСА маркалы кәбілдер үшін ұзақ уақыт рұқсат етілетін ток жүктемесі МНСК маркалы кәбілдерде қорғасын қаптамалары мен түрлі фазаларының сым сауыты жалғасып, екі жағынан да жерге тұйықталады деген шартымен пайдаланудың ұқсас жағдайларында тең болады.

18. Кернеуі 330 және 500 кВ май толтырылған кәбіл желілері үшін ұзақ уақыт рұқсат етілетін ток жүктемелері әрбір желі үшін жеке оларды тартудың нақты жағдайлары үшін жобалаған кезде белгіленеді.

19. Кәбіл желілерінің жүктемелеріне бақылауды тиісті шағын станциялардың кезекші персоналы амперметрлер бойынша жүзеге асырады, олардың шәкілдерінде рұқсат етілетін токқа сәйкес келетін қызыл түсті белгі салынады.

20. Авариялық режимдерде май толтырылған кәбіл желілерінде жүктеме коэффициенті жылына 0,8-ден аспаса, жылына ұзақтығы 100 сағат және жүктеме коэффициенті 0,8-ден жоғары болса, жылына 50 сағат үзіліссіз асыра жүктелуіне рұқсат етіледі. Бұл ретте МНСК және МНСА маркаларынан басқа, 110 және 220 кВ кернеудегі барлық маркалардағы кәбілдер тарамдарының қызу температурасы 90

С аспауы тиіс, ал МНСК және МНСА маркалы кәбілдердің және кернеуі 330 және 500 кВ кәбілдердің тарамдарының қызу температурасы 80

С аспауы тиіс.

21. Егер қоса алғанда кернеуі 220 кВ дейін кәбіл желілері асыра жүктелген кезде тарамдарының қызу температурасы 80

С аспаса, онда асыра жүктеу ұзақтығын жылына 500 сағатқа дейін ұлғайтуға жол беріледі. Бұл ретте асыра жүктеу ұзақтығы 100 сағаттан аспауы тиіс, ал асыра жүктеу арасындағы үзілістер 10 тәуліктен кем болмауы керек.

22. Авариялық режимдерде кәбіл желілері асыра жүктелген кезде олардың температурасына бақылау орнатылуы керек

23. Рұқсат етілетін авариялық асыра жүктеулер мен орташа есептелген жағдайлардан өзгеше жағдайларға арналған жүктемелер әрбір нақты желі үшін айқындалады.

24. Кәбіл желісінде немесе жекелеген кәбіл секциясында майдың қысымы жол берілмейтін шектен асып кетсе, желі ажыратылуы тиіс.

Оның асып кету себептері жойылғаннан кейін ғана желіні жұмысқа қосуға болады.

25. Кәбіл желілері мен олардың жекелеген элементтерін пайдалануға рұқсат етілетін ауаның минималды температурасының мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 1-кестесінде келтірілген.

26. Төмен қысымды кәбілдердің ұш жағындағы жалғастырғыштарын қыздыруды орнату қажеттілігі жобалау процесінде ең суық бескүндіктің ықтималды орташа минималды температурасын және кәбілді тарту болжанатын климаттық аймақтың ауа температурасының абсолютті минимумын ескере отырып, әрбір нақты желіні сіңіруді есептеген кезде айқындалады.

27. Осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 1-кестесінде төменде келтірілген температураларда желіні қосардың алдында жалғастырғыштардағы май плюс 10

С температураға дейін қыздырылады, оған қосардың алдындағы 2 тәулік бойы ұштағы жалғастырғыштарды алдын ала жылыту арқылы қол жеткізіледі.

28. Жоғары және төмен қысымдағы май толтырылған желілердің қызуын бақылау қажет болған кезде термодатчиктер желінің жер асты және әуе учаскелерінде салынады. Топырақта тартқан кезде термодатчиктер жылуды ең аз өткізетін топырақтары бар (үйілген, қара топырақ, тасты топырақ) және ылғалдың ең аз мөлшері бар орындарда, яғни суытудың ең нашар жағдайлары бар учаскелерде орнатылады.

29. Жоғары қысымды кәбіл желілерінде әуе учаскелерінде термодатчиктерді орнату:

1) ыстық жыл мезгілінде желілердің өткізу қабілетін нақтылау және үй-жайларда орнатылған желдету әрекетін бақылау;

2) тармақталу құрылғыларының қызуын бақылау;

3) болатты құбыржолдың қия еңкейген учаскелерінің және шахталарда орналасқан кәбілдердің тік учаскелерінің қызуын бақылау үшін өткізіледі.

30. Электр станциялары мен қосалқы станцияларда тартылған бірнеше желілер болған кезде және салынған термодатчиктердің саны айтарлықтай болып, жылуды өлшеу көп еңбекті қажет ететін жағдайда, желілердің қызу температурасын автоматты түрде реттеу (мысалы, электрондық көпірлер арқылы) қолданылады.

31. Май толтырылған кәбіл желілерінің (әсіресе төмен қысымды желілердің) қызуын бақылаған кезде бір уақытта қоректендіруші құрылғылардың жұмысына қадағалау жүргізіледі, сонымен қатар температурасы өзгерген кезде қысымы тіркеледі.

Кәбілдерде термодатчиктерді орнату тәсілдері, осы кәбілдер тарамдарының қызуын бақылау және олардың температурасын айқындау әдістемесі осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшада келтірілген.

32. Оқшаулауышы тігілген полиэтиленнен жасалған кәбіл 90

С астам температурада қайта жүктеуге, алайда мейлінше сирек ұшырауы мүмкін, бұл ретте тарам темрепатурасы 105

С жетуі мүмкін. Жекелеген авариялық қайта жүктелу кәбілдің қызмет мерзіміне айтарлықтай әсерін тигізбейді. Дегенмен, мұндай қайта жүктелудің жиілігі мен ұзақтығы барынша азайтылады. Циклдық және авариялық мәндері ХЭК 60853 бойынша есептеледі.

Оқшаулауышы тігілген полиэтиленнен жасалған кәбілдерге үздіксіз жүктеме өткізгіштің температурасы 90

С болғанға дейін қоса берілуі мүмкін. Ысырапты азайту немесе термиялық ықтимал тұрақсыздықты болдырмау үшін жүктеме бойынша запас алу үшін жұмыс температурасы 65

С деңгейінде шектеледі.

Оқшаулауышы тігілген полиэтиленнен жасалған кәбілдер негізінде кернеуі жоғары кәбіл желілерінің температурасын мониторингтеу осы Әдістемелік нұсқауларға 21-қосымшада келтірілген.

3-тарау. Желілерді аралап өту және қарап тексеру

33. Май толтырылған желілердің трассалары мен құрылыстары Энергетика кәсіпорындары үшін өрт қауіпсіздігі қағидаларында белгіленген мерзімдерде және қауіпсіздік техникасы қағидалары талаптарының сақталуымен қаралып тексеріледі.

Аралап өту кезінде кәбіл желілерінің және кәбілдердің өздерінің трассалары, қосқыш және тоқтатқыш жалғастырғыштары бар кәбіл құдықтары, ұштағы жалғастырғыштар мен оларды қыздыру құрылғылары, қоректендіруші пунктер, қоректендіруші аппаратура, қоректендіруші агрегаттар мен май құбырлары қаралып тексеріледі.

34. Желі трассасын қарап тексеруді кәбіл трассаларын қадағалау жүктелген монтерлер жүзеге асырады, құдықтарды, қоректендіру пункттерін, туннельдер мен ұштағы құрылғыларды қарап тексеруді электр желісінің (ауданының) немесе электр цехының шеберлері жүргізеді.

Желілер трассалары мен құрылыстарын қосымша қарап тексеруді жергілікті нұсқаулықтарға сәйкес инженерлік-техникалық персонал орындайды.

35. Кәбіл желілерін қарап тексеруді пайдаланған кезде жүйелі түрде оларды пайдалануға әрбір қосардың алдында және жөндеу жұмыстарын аяқтағаннан кейін жасайды. Кезектен тыс қарап тексерулерді автоматты түрде әрбір ажыратылғаннан кейін, сондай-ақ су тасқындары, көшкіндер пайда болған кезде жүргізеді.

36. Желілердің жер үсті бөлігін қарап тексеру кезінде оның жанында энергия жүйесімен (электр желісімен) келісілмеген жұмыстардың өткізілмеуін, кәбіл трассаларында топырақтың ойылған жерлерінің және кәбілдердің механикалық зақымдануына, жергілікті аса қызуына, кәбілдердің тотығуына әкеліп соғуы мүмкін ешқандай нәрселердің болмауын қадағалау қажет. Бұл ретте кәбіл желілерінің трассасын кесіп өтетін немесе оларға параллельді түрде төселетін басқа да жер асты құрылғыларын төсеу жөніндегі жер жұмыстарын жасаған кезде төмен қысымды кәбілдерді ашуға рұқсат етілмейді. Ерекше жағдайларда кәбіл желісінің жер асты құрылыстарымен қиылысатын жерін қазып ашуға жол беріледі, ол кезде кәбілдердің механикалық зақымданулардан сақталуы толығымен қамтамасыз етіледі.

37. Трассаны аралап шыққан кезде ұштағы жалғастырғыштардың, құдықтар люктерінің жөнділігіне, қоректендіруші пункттердің (құрылыс бөлігінің және бекіту құрылғыларының) сыртқы жағдайына, қоректендіруші пункттер мен құдықтарға жанасатын төмен кернеудегі кәбілдердің, сондай-ақ жалғастырушы май құбырларының жай-күйіне көңіл бөлінеді.

38. Желілердің су асты бөлігінің жанында кемелердің тыйым салатын белгілер орнатылған жерлерде тұрмауына назар аударылып, жағалаудағы дабыл белгілерінің жай-күйі тексеріледі.

39. Құдықты қарап тексерген кезде кәбілдердің, қосқыш және тоқтатқыш жалғастырғыштардың, май сіңіретін түтікшелердің сыртқы жай-күйі, жерге қосу контурының бүтіндігі, құдықта судың немесе бөгде заттардың болмауы, қабырғалары мен аражабындарында ластанулардың, кәбілдердің конструкциялардан ығысып кетуінің болмауы тексеріледі. Майдың ағып түскен іздері, май қоректендіруші түтікшелерде ішіне майысқан жерлер болған, кәбілдер ығысқан, жерге қосу контурының бүтіндігі бұзылған, құдықта су немесе бөгде заттар болған кезде журналда көрсетілген кемшіліктерді жою қажеттілігі туралы жазба жасалады.

40. Төмен қысымды желілердегі қоректендіруші пункттерді қарап тексерген кезде барлық орнатылған май сіңіретін аппаратураның, май құбырларының, вентильдердің, бақылау-дабыл қағу құрылғыларының және қоректендіру пункті үй-жайының жай-күйі тексеріледі, электр жанаспалы манометрлердің орнатылуы мен телефон байланысы тексеріліп, желінің барлық элементтеріндегі катодты қорғаныс тогының әлеуеті мен күшінің және май қысымы мәндерінің журналына жазба жасалады.

41. Ұштағы жалғастырғыштарды қарап тексерген кезде тығыздану орындары мен дәнекерлеу орындары арқылы, май құбырлары мен крандарда майдың ағып түскен іздерінің бар-жоғы, катод станцияларының жерге қосу еңістері мен кедергілерінің жалғасуы, сондай-ақ фарфор қақпақтардағы сызаттар мен нақыстарының бар-жоғы тексеріледі.

42. Жоғары қысымдағы желілерді қарап тексерген кезде құбыржолдардың, айналма құбырлардың, тарамдау құрылғыларының, катод станцияларының жерге қосу контуры мен кедергілерінің қосылуының жай-күйі тексеріледі. Құбыржолдарда, айналма жолдарда, вентильдер мен тарамдау құрылғыларында майдың ағып түскен іздері, құбыржолдардың деформациялануы (ығысуы) болған, құбыржолдар бекітпелерінің ("қатты" сүйеніштерде) және тарамдалудың мыс құбырларының және құбыржолдардың тотығуға қарсы жабындысы бүлінген кезде журналда көрсетілген кемшіліктерді жою қажеттілігі туралы жазба жасалады. Сондай-ақ қарап тексерген кезде катод қорғанысы тогының әлеуеті мен күші мәндерінің журналына жазба жасалады.

43. Жоғары қысымды желілерде май сіңіретін агрегаттарды қарап тексерген кезде:

1) манометрлердің көрсеткіштері бойынша желілердегі майдың қысымы;

2) электр жанаспалы манометрлер мен мановакуумметр қондырғыларының дұрыстығы;

3) қайта өткізу клапандары мен май сорғыларының іс-әрекеті;

4) майды сақтау багындағы май деңгейі мен вакуум мәні;

5) вакуумдық сорғының жұмыс істеу дұрыстығы (қолдан сынамалы түрде іске қосу арқылы);

6) май сорғыларының нығыздаушы ванналарындағы майдың болуы және оның деңгейі;

7) қорғанысты май қысымының төмендеуінен ажырату үшін қаптамалардың орналасуы;

8) соленоидты және сильфонды вентильдердің орналасуы;

9) өздігінен жазатын манометрлердің диаграммалары бойынша қысымдар өзгеруінің шектері тексеріледі.

Журналға барлық аспаптардың көрсеткіштерін жазу керек. Қандай да бір ақаулар болған кезде журналды оларды жою қажеттілігі туралы жазба жасалады.

44. Жоғары қысымдағы желілердегі ұштағы жалғастырғыштарды қарап тексерген кезде төмен қысымдағы камераларды қоректендіретін бактагы майдың қысымы, қыздыру элементтерінің (қысқы уақытта) жұмысы тексеріледі, жалғастырғыштардың фарфор қақпақтарында сызаттар мен нақыстардың бар-жоғы, олардың ластануы, сондай-ақ вентильдерден майдың ағып кетуі тексеріледі.

45. Желінің су асты бөліктерін қарап тексеру жергілікті нұсқаулықтар бойынша жүргізіледі. Қарап тексеру аймағының ені 20 м (желіден әрбір жаққа 10 метрден). Қарап тексерулерді сүңгуір қызметінің өкілдері және энергия жүйесінің (электр желісінің, электр станциясының) қызметкерлері екіжақты актімен ресімдейді.

46. Кәбіл желісінің жұмысына қауіп тудыратын ақаулар анықталған кезде қарап тексеруді жүргізетін адам электр желісінің (ауданының) немесе электр станциясының басшылығын хабардар етеді.

47. Аралап шығу және қарап тексеру журналдарындағы жазбалар жүйелі түрде қаралып, орындаушыларды және ақауларды жою мерзімдерін көрсетумен ақауларды жою немесе жұмыс режимін өзгерту бойынша қажетті іс-шаралар көзделеді.

4-тарау. Кәбіл желілеріндегі майдың жай-күйін қадағалау

48. Желінің қалыпты жұмыс жағдайларын жасау үшін онда майдың берілген деңгейі үнемі ұсталып тұрады. Қысымды қолдау белгілі бір есептік нүктелерде желіге май сіңіру арқылы жүзеге асырылады.

Май қысымдарының өлшемшарттары мен барлық үлгідегі май толтырылған кәбілдерді қоректендіруші құрылғысының түрі осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 2-кестесінде келтірілген.

49. Төмен қысымдағы желілерді (осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 2-кестесі) қоректендіру қоректендіруші пункттарда орналастырылатын қысым бактарынан (бұрын осы мақсаттарға қоректендіру бактары орнатылатын) жүзеге асырылады.

Қоректендіруші пункттерде қоректендіруші аппаратураның көп мөлшері шоғырландырылған. Қоректендіруші пункттің үй-жайы жарықпен, желдетумен, суды сорып шығаруға арналған сорғылармен жабдықталады.

50. 0,0245 - 0,294 - 0,490 МПа (0,25 - 3,0 - 5,0 кгс/см²) қысымында ұзақ уақыт жұмыс істеуге есептелген кәбілдері бар төмен қысымдағы желілерде қысқа уақыттағы өтпелі режимдерде 0,0148 - 0,590 - 0,980 МПа (0,15 - 6,0 - 10,0 кгс/см²) қысымына жол беріледі.

51. Майдың қысымы 0,0148 МПа(0,15 кгс/см²) дейін ұзақ уақытқа төмендеген кезде төмен қысымдағы кәбіл желісі қоректендірілген және ондағы қысым 0,0245 МПа (0,25 кгс/см²) дейін немесе өлшеу орнында ең аз есептік қысымға дейін жеткізілген. Егер осыдан кейін желідегі қысым қайтадан түсетін болса, онда ол ажыратылады. Бұл ретте қысымның төмендеу себептері анықталып жойылады, одан кейін желі қайтадан іске қосылады.

52. Қысым ең жоғары ұзаққа рұқсат етілетін қысымдардан (осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 2-кестесі) ұзақ уақыт бойы көтерілсе, төмен қысымдағы кәбіл желісін ажырату туралы шешімді желі қарамағында болған кәсіпорынның бас инженері қабылдайды.

53. Майдың қысымы 0,0102 МПа (0,11 кгс/см²) дейін төмендеген кезде төмен қысымдағы кәбіл желісі авариялық түрде ажыратылады.

54. Жоғары қысымдағы желілерді қоректендіру автоматты түрде жұмыс істейтін май сіңіретін агрегаттардан жүргізіледі, оларда желілерді қоректендіруге арналған бактан басқа айдау май сорғылары, май коллекторлары (желілерді топтық қоректендіру үшін), сильфонды вентильдер және басқа да аппаратура болады.

55. Майдың 1,08 - 1,57 МПа (11,0 - 16 кгс/см²) шектеріндегі ішкі қысымымен ұзақ уақыт бойы жұмыс істеуге есептелген жоғары қысымдағы кәбіл желілерінде өтпелі жылу режимдерінде 0,980 - 1,76 МПа (10,0 - 18,0 кгс/см²) шектерінде қысымды қысқа уақытта өзгертуге жол беріледі.

110 кВ кәбілдер үшін 0,490 МПа (5 кгс/см²) және 220 кВ және одан жоғары кәбілдер үшін 0,785 МПа (8 кгс/см²) тең май қысымында желіні автоматты түрде ажырату жүргізіледі.

56. Пайдалану процесінде майдың сипаттамаларына тұрақты бақылау жүзеге асырылады.

57. Май толтырылған кәбіл желісінің оқшаулануы жай-күйінің негізгі көрсеткіштері желінің түрлі элементтерінен жүйелі түрде іріктеліп алынатын май сынамалары сипаттамаларының жиынтығы, сондай-ақ желіні майдағы ерітілмеген және ерітілген газдың құрамына сынақтан өткізу болып табылады.

58. Майдың іріктеліп алынатын сынамалары тексерулерге ұшырайды. Анықтау 110-500 кВ кернеуге арналған май толтырылған кәбіл желілерінің барлық элементтері үшін және 110 кВ кернеуге арналған пластмасса оқшаулауышы бар кәбілдердің ұштық жалғастырғыштары (трансформаторларға және элегазды жиынтықты тарату құрылғыларына (бұдан әрі – КРУЭ) кірістер) үшін жүргізіледі.

59. Диэлектрлік шығындар майдың ескіруіне (қышқылдануы, полимерленуі) ғана әкеліп соқпайды, сонымен қатар оқшаулануының қосымша қызуына алып келеді. 110 кВ кәбілдерінде және әсіресе 220 кВ және одан жоғары кәбілдерінде осы қосымша қазу желілердің өткізу қабілетіне айтарлықтай әсер етеді.

60. Майдағы диэлектрлік шығындардың өсуі тұтастай алғанда кәбілдік оқшауланудың диэлектрлік сипаттамаларының күрт өзгеруіне әкеліп соқпайды, алайда майдың айқын ескіруі және оның диэлектрлік қасиеттерінің нашарлауы кәбілдің бүкіл қағазды сіңірілген оқшаулау қабаты сипаттамаларының нашарлауына біртіндеп әкелуі мүмкін.

61. Осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес май сынамаларында диэлектрлік шығындар бұрышының тангенсін айқындау ауыспалы токтың тұрақты көпірлерінің көмегімен жүзеге асырылады. Сынақтар арнайы сауыттарда жұмыс температураларына (әдетте 100

С болғанда) жақын температураларда жүргізіледі.

62. Осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаға сәйкес кәбіл желілерінің түрлі элементтерінен алынатын май сынамаларын іріктеп алуға бірқатар талаптар қойылады, оларды сақтау іріктеліп алынатын сынамалар сипаттамаларының бұрмалануының алдын алады.

63. Майда ерітілген газ мөлшері (газсыздану деңгейі) осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 1-суретінде сұлба түрінде көрсетілген аспаптың көмегімен айқындалады. Аспап жұғындардың болуына тексеріледі, ал аспаптың көлемі мен май көлемінің арасындағы ұсынылатын арақатынас 10-нан кем болмауы тиіс.

64. Майдың газсыздану деңгейі майды ыдысқа кіргізген кезде одан бөлінетін газдың қысымы бойынша айқындалады, онда арнайы құрылғының (абсорбциометр) көмегімен ауа қалдық қысымға дейін (сыналатын майдың қанығу қысымынан төмен) алдын ала айдап шығарылады.

65. Майды желіде немесе май шаруашылығында сынақтан өткізген кезде аспап тікелей объектіге (қысым багына, жалғастырғышқа, газсыздандыру қондырғысына) қосылады.

66. Осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 2-суретіне сәйкес газсыздану деңгейін зертханалық жағдайларда айқындаған кезде май сынамасы арнайы ыдысқа іріктеліп алынады.

Май сынамасы алынғанға дейін ыдыс 1,3 Па (0,01 мм сынап бағанасы (бұдан әрі – мм сын. бағ.)) қалдық қысымға дейін вакуумдалуы тиіс.

Жоғары кран ашық және төменгісі жабық болған кезде ыдыс маймен толтырылады, одан кейін төмен кран ашылып, ыдыс арқылы майдың үш еселі мөлшері құйылады. Май төгілгеннен кейін алдымен төменгі кран, одан кейін жоғарғы кран жабылады. Өлшемдер басталғанға дейін ыдыстың іріктеліп алынатын майдың температурасы болады, ол үшін оны зертханаға термостатта (мысалы, жылытылған майы бар банкада) жеткізеді.

67. Тұтқырлығы жоғары (мысалы, С-220 маркалы) майдың газсыздану деңгейі оны 60 – 70

С температурасына дейін алдын ала жылытқаннан кейін айқындалады.

68. Газсыздану деңгейіне жасалатын сынақтар кезіндегі маймен жасалатын барлық операциялар жасалғанда, оның ауамен жанасуының алдын алатын шаралар қабылданады. Газсыздану деңгейін айқындау үшін аспаппен жұмыс жасау жөніндегі нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшада берілген.

69. Кәбіл желісі сіңіруінің коэффициентін өлшеу (оқшауланудағы ерітілмеген газ мөлшерін айқындау) желіні төсегеннен немесе жөндегеннен кейін сіңіру сынағы кезінде, сондай-ақ әрбір секцияның әрбір фазасында пайдалану процесінде қажеттілігіне қарай (желіге ауаның кіріп кетуіне күдіктену немесе иондаушы процестерде майдың бұзылуы) жүргізіледі.

70. Төмен қысымдағы кәбіл желісінің сіңіру коэффицентін өлшеу қосалқы қысым багын және вентилі мен манометрі бар ағызу түтікшесін сынаққа ұшырайтын фазаға қосу арқылы жүзеге асырылады. Қосалқы бактагы қысым алюминий және қорғасын қаптамасындағы кәбілдер үшін ең жоғарғы учаскедегі артық қысым 0,049 - 0,098 МПа (0,5 - 1,0 кгс/см²) шектерінде болады. Қосалқы қысым багын сынақтан өткізілетін фазаның жоғарғы ұшында қосуға рұқсат етіледі.

71. Сынаққа ұшырайтын секция фазасының жұмыс бактарындағы вентильдер жабылады, ал қосалқы бак вентилі ашылады.

72. Сынаққа ұшырайтын секция фазасы сынақ қысымында 1 сағат бойы ұсталады, одан кейін қосалқы бак вентилі жабылып, ағызу түтікшесінің вентилі ашылады және май өлшеу цилиндріне шығарылады. Майды шығару аяқталғаннан кейін ағызу түтікшесінің вентилі қайта жабылады және желіні қоректендірудің жұмыс сұлбасы қалпына келтіріледі.

73. Жоғары қысымдағы кәбіл желісінің сіңіру коэффициентін өлшеу қоректендіруші агрегат ажыратылған кезде қысымның 1,48 МПа (15 кгс/см²) желінің жоғарғы нүктесінде 0,098 МПа (1,0 кгс/см²) дейін төмендетілген кезде майды агрегаттың коллекторымен ағызып шығару арқылы жүзеге асырылады.

74. МПа^-1 (кгс/см²)^-1 сіңіру коэффициенті мынадай өрнек арқылы айқындалады:

(1)

мұндағы

V – секция фазасынан ағызып шығарылған майдың мөлшері, текше метр (бұдан әрі – м³⁾;

V – фазада бар майдың мөлшері, м³;

P – майды ағызып шығару басталғанға дейін және аяқталғаннан кейін фазадағы қысымдардың айырмасы, МПа (кгс/см²).

81. Кәбіл желісін тартқаннан және монтаждаудан кейін сіңіріп сынақтан өткізу кезінде өлшенген сіңіру коэффициенті қысымды мегапаскальда өлшеген кезде 60 * 10^-4 (қысымды кгс/см² өлшеген кезде 6 * 10^-4) аспауы тиіс. Сіңіру сынақтары хаттамасының нысаны осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшада берілген.

75. Май сынамаларын іріктеп алуды май шаруашылығын пайдаланумен айналысатын бригада жұмыстар кестесіне сәйкес жүргізеді.

76. Май сынамаларын іріктеп алуды жүргізетін бригаданың ажыратқыш кілті, шелегі, қаңылтыр табасы, сүртетін материалы болады. Кәбіл желісінің қысым бактары, қосу жалғастырғыштары секілді элементтерінен май сынамаларын іріктеп алған кезде сынамаларды іріктеп алуды жүргізетін бригаданың газсыздандырылған маймен толтырылған қысым бағы және ілме сомындары бар жалғастыру шлангтары (қорғасын түтікшелері немесе майға төзімді резеңкеден жасалған түтікшелер) болады.

77. Май сынамаларын іріктеп алу және оның желінің түрлі элементтеріндегі (қосалқы қысым бағынан) кемуін қалпына келтіру ауаның кәбіл желісіне кіріп кетуін алдын алатын барлық қажетті шараларды сақтаумен жүргізіледі.

78. Май сынамаларын іріктеп алудың алдында ағызатын крандар мен келте құбырлар мұқият сүртіліп тазартылады, сондай-ақ іріктеп алынатын маймен сынамаларды іріктеп алу жүргізілетін ағызу бөлшектері мен ыдысты жуу жүзеге асырылады.

79. Сынамаларды іріктеп алғаннан кейін маймен дымдалған барлық бөліктер түгі жоқ құрғақ және таза бидай шүберекпен сүртіледі. Сынаманы алғаннан кейін 3 – 4 сағаттан соң тығыздалған жерлерден ағып кетудің бар-жоғына көз жеткізеді.

80. Осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшада май толтырылған желілердің түрлі элементтерінен май сынамаларын іріктеп алу тәртібі келтірілген.

81. Жоғары қысымдағы желіден май сынамаларын іріктеп алу желідегі қысым 0,098 - 0,196 МПа (1 - 2 кгс/см²) (жоғарғы нүкте) алдын ала төмендетілгеннен кейін жүргізіледі.

Жоғары қысымдағы желілерде май сынамаларын іріктеп алуға арналған арнайы вентильдер болған кезде қысымды алдын ала төмендету талап етілмейді.

82. Май сынамаларын іріктеп алуды жабдықты күрделі немесе ағымдағы жөндеуге жұмыстан шығару кезеңдерінде жасаған жөн. Жоғары қысымдағы желілерден май сынамаларын іріктеп алған кезде майдың кемуін толықтыру қалыпты қысым қалпына келген кезде қоректендіруші агрегаттан автоматты түрде жүргізіледі.

83. Ұштық жалғастырғыштардағы төмен қысымды камералардан және оларға қосылған қысым бактарынан май сынамаларын іріктеп алу төмен қысымдағы желіден май сынамаларын іріктеп алу секілді жүргізіледі.

84. Пайдаланған кезде май сынамаларын іріктеп алу электр жабдығын сынау нормаларында белгіленген мерзімдерде жүзеге асырылады.

85. Желілерді жұмысқа қосқан кезде май сынамаларын және оқшаулау сұйықтығын іріктеп алу пайдалануға берілген кезде, 1 жылдан кейін, содан соң 3 жылдан кейін және кейіннен 6 жылда 1 рет жүзеге асырылады

86. Май сынамалары ұштағы, тоқтатқыш, жартылай тоқтатқыш жалғастырғыштардан, қоректендіру бактарынан, қысым бактары мен қоректендіруші агрегаттардан іріктеліп алынады.

87. Май сипаттамалары нашарлаған кезде (сынақтар арасындағы мерзімде 30 %-дан жоғары) май сынамаларын іріктеп алу арасындағы мерзімдер жергілікті жағдайларға байланысты қысқартылады.

88. Май сынамаларын қосымша іріктеп алу кәбіл желілерінің түрлі элементтерінде майды толық немесе ішінара ауыстырумен байланысты жөндеу жұмыстары кезінде жүргізіледі. Май сынамалары жөндеу-қалпына келтіру жұмыстары аяқталғаннан кейін және қосымша 3 – 6 айдан кейін іріктеліп алынады.

89. Егер іріктеліп алынған май сынамалары белгіленген нормаларға жауап бермейтін болса, май сынамаларын екінші рет іріктеп алу жүргізіледі. Қанағаттанарлықсыз нәтиже қайтадан алынған жағдайда желінің одан әрі жұмысы туралы мысалыі (және ақауларды жою жөніндегі іс-шараларды) электр желісінің (электр станциясының) бас инженері шешеді.

90. Майдың газсыздану деңгейін айқындау және сіңіру сынақтары желілердегі жөндеу жұмыстарынан кейін, сондай-ақ электр желісінің (электр станциясының) бас инженерінің арнайы шешімі бойынша жүргізіледі.

91. 110 кВ кернеудегі май толтырылған кәбіл желілерінің барлық үлгілері үшін май сипаттамалары (тегеурінді кернеу: кемінде 45 кВ, қышқыл саны 1 г майда КОН калий гидроксидінің 0,01мг аспайды, газсыздану деңгейі: 1,0 % аспайды) жұмысқа және пайдалануға енгізілген кезде.

92. Майдың диэлектрлік шығындарының бұрышы тангенсінің мәндері (бұдан әрі – tg d) (100

С болғанда) жұмысқа енгізілген кезде пайдалану процесінде (пайдалану мерзіміне байланысты) осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 3-кестесінде келтірілген мәндерге жауап береді.

Майдағы ерітілген газдың құрамы (газсыздану деңгейі) 1 пайыздан (бұдан әрі – %) аспайды, ал майдағы ерітілмеген газдың құрамы (сіңіру сынағының нәтижесі) – 0,1 %-дан аспайды.

93. tg d мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 4-кестесінде келтірілген шектерде сақталған кезде олардың мәндерін тіркеу ғана жүзеге асырылады.

94. Желінің белгілі бір элементінде сыннан сынаққа қарай май сипаттамаларының (ең алдымен, тегеурінді кернеудің және tg d мәндерінің) ілгерілеуші нашарлауы байқалса, ондай осындай элементке сынақ мерзімдері 2-3 есе азайтылып, неғұрлым мұқият бақылау орнатылады.

95. tg d мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға В-қосымшасының 4-кестесінде келтірілген мәндерден жоғары ұлғайған кезде жергілікті жағдайларға негізделе отырып, желідегі немесе секциядағы майды ішінара немесе толық ауыстыру шаралары қабылданады.

96. Май сипаттамаларының күрт өзгеруінің жергілікті сипаты болса (мысалы, белгілі бір жалғастырғышта ғана), онда майды ауыстыру осы элементте ғана жүргізіліп, одан кейін ондағы май сипаттамаларына күшейтілген қадағалау орнатылады.

97. Кәбіл желісінде ерітілмеген газ мөлшерінің күрт көбеюі (монтаждау аяқталғаннан кейін айқындалған газ мөлшерімен салыстырғанда бір фазада немесе бір секцияда) қысымның рұқсат етілетін шектерден жоғары артуымен сүйемелденеді. Бұл майдың бүлінуіне байланысты оқшаулаудағы қауіпті процестердің пайда болуын айғақтайды және осындай желі ажыратылады. Осындай жағдайларда майда бар газ құрамына талдау жүргізіледі. Газда сутектің едәуір мөлшерінің болуы майдың бүлінуін растайды. Жергілікті жағдайларға байланысты ондай желілерде (секцияларда) кәбілдердің оқшаулануын қалпына келтіру (майды ауыстыру) немесе оларды ауыстыру жөніндегі шаралар қабылданады.

98. Төмен және жоғары қысымдағы кәбіл желілері үшін түрлі май қолданылады, сондықтан оны сақтау және өңдеу бөлек жүргізіледі (араласуына жол бермеу үшін).

99. Май толтырылған кәбіл желілерін пайдаланатын ұйымдардың:

1) кәбіл майларын сақтауға арналған сыйымдылықтарды;

2) майларды регенерациялауға (тазартуға) арналған қондырғыны;

3) майларды газсыздандыруға арналған қондырғыны (әдетте жылжымалы);

4) желілердің жекелеген элементтерін маймен толтыруға арналған жабдықтар мен құрал-жабдықтарды қамтитын май шаруашылығы болады.

100. Май шаруашылығын пайдалануды арнайы оқытылған жұмысшылар (шебердің жетекшілігімен монтерлер) бригадасы жүзеге асырады.

101. Майдың сапасын қадағалауды және бақылауды арнайы зертхананың персоналы жүзеге асырады.

102. Желідегі жөндеу жұмыстарына арналған май қоры 1 тоннадан төмендемеуі тиіс.

103. Олардың құрамындағы май салмағы 100 тоннадан асатын кәбіл желілерін пайдаланатын энергия жүйелері үшін майдың төмендетілмейтін қоры кәбіл желілерінде бар майдың 5 %-нан кем болмауы тиіс.

5-тарау. Кәбіл желілерін жөндеу

104. Кәбіл желілерін жөндеу журналдардағы жазбалар деректерінің және диспетчерлік қызметтер деректерінің негізінде әзірленген жоспар-кесте бойынша жүргізіледі. Кідірмей орындауды талап ететін жөндеулердің кезектілігін электр желісінің (электр станциясының) басшылығы белгілейді.

105. Пайдалану процесінде кәбіл желілерінде ағымдағы және күрделі жөндеулер орындалады.

106. Кәбіл желісінің ағымдағы жөндеулеріне мыналар жатады:

1) кәбілдер мен кәбіл арматурасындағы ағып кетулер мен ұсақ бұзушылықтарды жою;

2) май сіңіретін аппаратура мен май сіңіретін агрегаттардағы бұзушылықтарды жою;

3) май сіңіретін аппаратура мен агрегаттардың түрлі элементтерін (қысым немесе қоректендіру бактарын, май сорғыларын, қайта қосу немесе кері клапандарын және т.б.) ауыстыру;

4) кәбіл желілерінің бактарында, жалғастырғыштарында, секцияларында майды ауыстыру;

5) туннельдерде, құдықтарда, қоректендіруші пункттерде, желдету құрылғыларында, құрғату сорғыларында орнатылған түрлі қосалқы жабдықтардың, жарықтандырудың, өрт дабылы және өрт сөндіру құрылғыларының және т.б. бұзушылықтарын жою;

6) май толтырылған кәбіл желілері үшін салынған құрылыстардың құрылыс бөлігіндегі ұсақ ақауларды жою.

107. Ағымдағы жөндеуді желілерді пайдалану жөніндегі шебердің жетекшілігімен бригада орындайды.

Мамандандырылған монтаждау ұйымдары кәбілдерді өндіруші зауыттардың монтаждау нұсқаулықтарының нұсқауларына сәйкес орындайтын күрделі жөндеуге жалғастырғыштарды және ендірмелерді монтаждау (немесе секцияларды ауыстыру) жатады.

108. Май толтырылған кәбіл желілерінің жөндеуін жасаған кезде зақымдалған кәбіл желісінде қажетті артық қысым қамтамасыз етіледі.

109. Құдықтар мен туннельдерді ағымдағы жөндеу уақытында мынадай жұмыстар орындалады:

1) кәбілді, жалғастырғышты және құдықтың өзін тозаң мен ластанудан тазарту;

2) кәбілдің бекітілуін клицалармен тексеру және қажет болғанда, бекітпелерді тарту, жарамсыз кронштейндерді ауыстыру;

3) жарық беру желісін жөндеу, желдету жүйесінің бүкіл электр жабдықтарын жөндеу және тексеру;

4) суды шығару агрегатының жұмысын тексеру және оны қарап тексеру;

5) металл есіктерді, люктерді, баспалдақтарды, құлыптарды жөндеу, оларды бояу және майлау.

110. Сіңіру пунктін ағыдағы жөндеу уақытында:

1) үй-жайды жуып тазарту, қоректендіру бактарын, қысым бактарын, манометрлерді, коллекторларды және басқа да жабдықтарды тозаң мен ластанудан тазарту;

2) барлық жабдықтар мен май сіңіретін құрылғыларды бұзушылықтарды анықтау, майдың ағып кетуін жою, крандар мен коллекторларды тығыздау мақсатында қарап тексеру,

3) электр қалқаны мен ылғалды тұтушыларды тексеру және жөндеу жүргізіледі.

111. Қоректендіру және қысым бактарының ағымдағы жөндеулері оларды алу және жөндеу кезінде резервтегі бакпен ауыстыру арқылы жүргізіледі (осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 1-тармағы).

112. Төмен қысымдағы желілердегі қоректендіруші аппаратураны ағымдағы жөндеу майдың ағып кетуін жоюды, крандарды жөндеуді, май көрсетуші шыныларды ауыстыруды, бактарды бояуды және майдың қанағаттанарлықсыз сипаттамалары кезінде оларды жаңа газсыздандырылған маймен жуып шаюды қамтиды.

113. Ажыратылған желілерде жасалатын ұштағы жалғастырғыштардың ағымдағы жөндеулері (2 жылда кемінде 1 рет) нығыздауды төсемдер, бұрандамаларды тарту, жалғастырғыштардың барлық бөлшектерін сүрту арқылы майдың ағып кетуін жоюды қамтиды.

114. Туннелдерде тартылған жоғары қысымдағы желілер құбыржолдарын ағымдағы жөндеу кезінде:

1) құбыржолдағы, оның аспалары мен тіреуіштеріндегі лак жабындарын қалпына келтіруді;

2) аспалар мен тіреуіштердегі құбыржолдар бекітпелерін тексеруді;

3) мыс тарамдаушы құбырларды бекітетін аспалар мен тіреуіштердегі (ұшындағы құрылғыларда) оқшауландырушы төсемдерді тексеруді және ауыстыруды орындайды.

115. Болатты құбыржолдағы ағып кету дереу жойылады. Майдың ағып кету қарқындылығының деңгейіне байланысты жөндеу желідегі қысым төмендеген кезде немесе ол толығымен ажыратылған кезде жүргізіледі (осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 2-тармағы).

116 Май сіңіретін агрегатты жөндеу бүкіл кәбіл желісін жөндеуге шығарған кезде орындалады. Бірнеше қоректендіруші агрегат (бірнеше кәбіл желісіне қызмет көрсететін) болған кезде олардың біреуін жөндеуге шығарудың алдында желіні қоректендіруді жұмыс істеп тұрған басқа желіге ауыстыру жүзеге асырылады. Май сіңіретін агрегаттардың негізгі элементтері (айдау май сорғылары, қайта қосу клапандары, кері клапандар) қайталанатындықтан, жұмыс тарамдарының біреуіндегі жабдықтарды жөндеу қоректендіруші агрегаттың басқа жұмыс тарамының жұмыс істеуі сақталған кезде мүмкін болады.

117. Май сіңіретін агрегаттардың негізгі элементтерін жөндеу жөніндегі нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 3-тармағында келтірілген. Қоректендіруші агрегаттар жұмысының авариялық режимдерінің себептері және ақаулықтарды анықтау әдістері, сондай-ақ бұзушылықтарды жою жөніндегі ұсынымдар осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 4-тармағында берілген.

118. Ұштағы құрылғылардың ағымдағы жөндеулерін орындаған кезде мысты тарамдаушы құбырлардың ернемек арқылы жалғастыруларда болатын шағын ағып кетулер жойылып, ернемек арқылы жалғастырудың аса қызуын жою шаралары қабылданады.

119. Ернемек арқылы жалғастыруларда, мысты тарамдаушы құбырлардың дәнекерленген жерлеріндегі қатты ағып кетулер және ұштағы жалғастырғыштардың жоғары қысымдағы камераларының герметикалығын бұзушылықтар ұштағы құрылғылар мен ұштағы жалғастырғыштарды күрделі жөндеген кезде жойылады.

Ұштағы құрылғыларды ағымдағы және күрделі жөндеу жөніндегі нұсқаулар осы Әдістемелік нұсқауларға 9-қосымшаның 5-тармағында берілген.

6-тарау. Май толтырылған кәбіл желілерін тотығудан қорғау

120. Кәбілдердің тотығуға қауіпті аймақтардағы металл қаптамалары тотығудан қорғалуы тиіс.

121. Кәбілдердің металл қаптамаларының тотығуына қатысты неғұрлым қауіпті тұрақты токта жұмыс істейтін электрлендірілген көлік бар (метрополитен, трамвай, теміржол) аудандар немесе "өткізгіш-жер" жүйесінің тұрақты токтың электр тарату желілері өтетін, сондай-ақ қорғасын мен алюминийге қатысты агрессивті топырақтары бар аудандар болып табылады.

122. Жобада көзделетін немесе пайдалану процесінде жүзеге асырылатын кәбіл желілерін тотығудан қорғау жөніндегі іс-шаралар металл конструкцияларын тотығудан қорғау жөніндегі жұмысты үйлестіретін жергілікті ұйыммен, ал ондай ұйымдар жоқ жерлерде – тікелей жақындықта орналасқан жер асты металл құрылыстары мен кезбе токтардың көздері болып табылатын құрылыстарды пайдаланатын ұйымдармен келісіледі.

123. Кәбілдерді тотығудан қорғау жөніндегі іс-шаралар жобалау сатысында әзірленеді.

124. Осы Әдістемелік нұсқауларға 10-қосымшаға сәйкес пайдалану процесінде тотығуға қауіпті аймақтарда кезбе токтарды өлшеу жүргізіліп, осы Әдістемелік нұсқауларға 11-қосымшаға сәйкес топырақтардың, жер асты және басқа да сулардың коррозиялық белсенділігінің деңгейі айқындалады, кәбіл желісінің тотығу аймақтарының карта жасалып, кезең-кезеңмен түзетіліп отырады.

125. Ол үшін кәбіл желілері мен трамвай құрылыстары (рельс жолдары, сорғылар, қоректендіруші орталықтар) орналасуының бірлескен жоспарларында кезбе токтарының әлеуеттері мен тығыздықтарының диаграммалары салынады, сондай-ақ агрессивті топырақтардың орналасқан жерлері көрсетіледі.

126. Рельс желісінің әлеуеттері диаграммасының тотығу аймақтары туралы деректерді, сондай-ақ кәбілдердің электр коррозиясымен зақымданудың орын алған жағдайлары туралы деректерді талдау негізінде орындар айқындалып, онда ең алдымен кезбе токтар мен кәбілдердегі әлеуеттерді өлшеулер жүргізіледі.

127. Май толтырылған желілер кезбе токтардың әрекет ету аймақтарында орналасқан барлық жағдайларда, кәбіл құдықтарында және осы желілердің қоректендіруші пункттерінде өлшеулерді жасауға арналған бақылау пункттері жабдықталады.

128. кезбе токтардың алғашқы өлшеулерінің нәтижелерін талдағаннан кейін, сондай-ақ кәбілдерді қорғау жөніндегі шаралар (немесе кезбе токтардың деңгейлерін төмендету жөніндегі шаралар) қабылданғаннан кейін электр коррозиясына қарсы күрес жөніндегі одан кейінгі іс-шаралар көзделіп нақтыланады.

129. Өлшеулер нәтижелері бойынша әлеуеттердің орташа мәндері айқындалып, кәбіл әлеуеттерінің диаграммалары жасалады. Бұл ретте кәбілдің металл қаптамасындағы тұрақты әлеуетті мысты-сульфатты электродқа қатысты (қорғасын үшін – 0,48 вольт (бұдан әрі – В), алюминий үшін – 0,7 В) есепке алу қажет.

130. Әлеуеттер айырмасын өлшеу нәтижелері бойынша зерттелетін аймақта тотығудың сол немесе өзге түрінің бар-жоғы айқындалады.

Егер әлеуеттердің өлшенетін айырмасы мәні және белгісі немесе мәні бойынша ғана өзгерсе, ол жерде кезбе токтардың бар болуын көрсетеді. Егер әлеуеттердің өлшенетін айырмасының тұрақты сипаты болса, бұл жерде топырақтан шығатын токтардың немесе егер ондайлар осы ауданда бар болса, "өткізгіш-жер" жүйесі бойынша тұрақты токты тарату желілерінен болатын токтардың бар екендігін көрсетеді.

131. Өлшемдер материалдары өңделіп, олар бойынша жеке әрбір құрылыс және желі үшін әлеуеттер кестелері жасалады.

Кестелер ағып келетін және ағып шығатын токтардың тығыздықтары туралы мәліметтермен, сондай-ақ кәбілдер қаптамалары (немесе басқа жер асты құрылыстары) бойынша ағатын тесіп өтетін токтардың бағыттары мен мәндері туралы деректермен толықтырылады.

132. Төмен қысымдағы кәбіл желілерін жобалау, салу және пайдалану сатысында қорғау мыналар:

1) кәбілді тарту трассасы мен маркасын оңтайлы таңдау (қоршаған ортаның коррозиялық белсенділігін, кезбе токтардың болуын және кәбілдің қорғаныс жабындыларының түрін ескере отырып);

2) кәбілдердің өздерінің және қосу жалғастырғыштарына жанасатын учаскелердің қорғаныс жабындыларының біртұтастығын қамтамасыз ететін кәбіл желілерін тарту және монтаждаудың барлық нормалары мен қағидаларын сақтау арқылы жүзеге асырылады.

133. Алюминий қаптамалары бар кәбілдер үшін қорғаныс жабындыларының оқшаулануының жай-күйіне бақылау кәбіл желісін тарту мен монтаждаудың барлық кезеңдерінде, сондай-ақ пайдалану процесінде қорғаныс жабындысының оқшаулануын кедергісін кезең-кезеңмен өлшеу арқылы жүзеге асырылады.

134. Кәбіл желісін поливинилхлоридті пластикаттан құрған кезде кәбілдің әрбір құрылыс ұзындығының қорғаныс жабындысы тартылғаннан және қазылған орды тікелей жалғастырғыштарды монтаждау алдында үйіп толтырғаннан кейін 10 кВ жоғарылатылған түзетілген кернеумен 1 минут бойы сынаққа төзеді.

Кернеу:

1) тығыздаушы жабындының металл таспалары немесе кәбілдің металл қаптамасы мен кәбіл желісінің жерге қосылуы;

2) тотығуға қауіпті аймақтарда тартылған кәбіл желісі белсенді электр қорғанысы учаскелерінің (коррозиялық белсенді топырақтар мен суларда және кезбе токтары бар аймақтарда) арасында қолданылады.

135. Кәбіл желілері:

1) үлес кедергісі 20 метрге Ом (бұдан әрі – Ом*м) жоғары және жерге ағып кіретін токтың орташа тәуліктік тығыздығының 0,15 милли Ампер/ шаршыдағы дециметр (бұдан әрі – мА/дм²) жоғары мәндері болатын топырақтарда тартқан кезде;

2) үлес кедергісі 20 Ом*м кем және жерге ағып кіретін токтың тығыздығына тәуелді болмайтын топырақтарды тартқан кезде анодты және белгісі ауыспалы аймақтарда кезбе токтардан болатын тотығудан қорғалуға жатады.

136. Топырақтардың коррозиялық белсенділігінің деңгейі туралы жеткілікті деректер болмаған кезде кәбіл желісіндегі қорғаныс анодты аймақтағы әлеует плюс 0,2 В жоғары болған кезде белгіленеді.

137. Пайдалану процесінде кәбіл желісінің трассасы бойынша коррозиялық жағдай ауысады. Кәбіл желілері қаптамаларының тотығуы анықталған жағдайда, кәбілдердің одан әрі зақымдануының алдын алу және зақымдалған учаскелерді ауыстыру жөніндегі іс-шаралар әзірленеді.

138. Жоғары қысымдағы кәбіл желілерінің болатты құбыржолдарын қорғау және зақымдануларды анықтау және олардың қорғаныс жабындыларын қалпына келтіру тәсілдері осы Әдістемелік нұсқауларға 12-қосымшада келтірілген ұсынымдарға сәйкес жүзеге асырылады.

139. Электрлендірілген көлік басқармалары жердегі кезбе токтарды азайту бойынша өткізетін іс-шаралардың орындалуын (рельс желісінің әлеуетті диаграммаларын, рельсті түйіспелердің жай-күйін тексеру нәтижелерін жүйелі түрде алу және зерделеу) қолданыстағы ҚР ҚНжЕ 2.01-19-2004 "Құрылыс конструкцияларын тотығудан қорғау" талаптарына сәйкес жүйелі түрде қадағалайды.

140. Аралап шығу және қарап тексеру уақытында трамвай жолдары мен электрлендірілген теміржолдардың құрылысында ақаулықтар анықталған кезде трамвайларды және электрлендірілген теміржолдарды пайдалану жөніндегі басқармалардың рельсті түйіспелерді дәнекерлеу, сенімді сорып шығарушыларды орнату жөніндегі іс-шараларды және кезбе токтардың неғұрлым төмен деңгейін қамтамасыз ететін басқа да шаралардың өткізуін талап етеді.

141. Кәбіл қаптамаларының кезбе токтармен бұзылуы олардың оң әлеует астында (анодты аймақтарда) болған кезде орын алады. Сондықтан кәбілдерді тотығудан қорғау міндеті кәбілдердің қаптамаларындағы оң әлеуеттерді сөндіруге немесе минимумге дейін жеткізуге негізделеді. Оған түрлі үлгідегі электр құрғатқыштарды орнату, катодты қорғанысты қолдану (қаптамаларға арнайы көздерден теріс әлеуетті беру), протекторлар, жерге қосқыштар мен кәбілдерді қайта дәнекерлеушілерді орнату арқылы қол жеткізіледі.

142. Кәбіл желілерін электр коррозиясынан қорғау құралдары мен тәсілдерін таңдау тартылған кәбілдердің үлгісімен (маркасымен), сондай-ақ олардың коррозиялық бұзылуының қауіптілік деңгейімен (осы Әдістемелік нұсқауларға 13-қосымша) айқындалады.

143. Электрлік қорғаныс тәсілдерінің түрлерін қолдану ҚР ҚНжЕ 2.01-19-2004 "Құрылыс конструкцияларын тотығудан қорғау" талаптарына жауап береді. Өнеркәсіпте өндіріліп шығарылатын қорғаныс құралдары туралы мәліметтер осы Әдістемелік нұсқауларға 14-қосымшада келтірілген.

Алюминий қаптамаларындағы кәбілдерді тотығудан қорғау ерекшеліктері туралы мәліметтер осы Әдістемелік нұсқауларға 15-қосымшада берілген.

144. Коррозиялық зақымданулардың барлық жағдайлары тіркеледі. Коррозиялық зақымдану жөніндегі негізгі есепке алушы құжат кәбіл желісін коррозиялық қарап тексеру актісі болып табылады. Қарап тексеру нәтижелері және зақымдану жағдайлары кәбіл желісінің паспорт картасына енгізіледі.

7-тарау. Кәбіл желілерін сынау

145. Төмелгеннен кейін және пайдалануға енгізердің алдында кәбіл желілері, экрандардың жерге тұйықтаушы құрылғылары мен олардың қорғау аппараттары (шамадан тыс кернеуді шектегіштер) жасаушы зауыттың талаптарына сәйкес сыналады.

146. Кәбіл желілері пайдалану процесінде сынақтан өткізетін электр қондырғыларынан жоғарылатылған кернеумен сынлып отырады. Сынақ кернеуінің шамасы мен жиілігі (50 Герц (бұдан әрі – Гц), СНЧ 0,1 Гц, түзетілген кернеу) жасаушы зауытпен келісілуге және 155-тармақта көрсетілген мәндерден аспауға тиіс.

147. Кәбілмен бірге ұштағы және қосатын жалғастырғыштар сынақтан өткізіледі. Желі оқшаулануының кедергісін өлшеу жоғарылатылған кернеумен сынаққа дейін және сыннан кейін жүргізіледі. Авариялық ажыратудан кейін кезектен тыс сынақ өткізіледі.

148. Сынақтан өткізілетін түзетілген кернеудің және 50 Гц жиілігінің сынақтан өткізілетін кернеуінің мәндері төменде келтірілген:

1) номиналды кернеу, кВ 110 220 330 500;

2) сынақтан өткізілетін түзетілген кернеу, кВ 285 450 670 865;

3) 50 Гц жиілігінің сынақтан өткізілетін кернеуі, кВ 100 220 330;

4) әрбір фазаны сынақтан өткізу ұзақтығы 15 минут.

156. Кернеуінің жиілігі 50 Гц май толтырылған кәбілдерді сынау кәсіпорында тұрақты токтың сынақ қондырғылары болмаған және тиісті кернеу мен қуатқа арналған жоғары кернеудің қуат (сынақ) трансформаторлары болған кезде жүзеге асырылады. Бұл ретте резонансты құбылыстарға жол бермеу үшін тексеру есептері орындалады.

149. 500 кВ кернеуге арналған кәбіл желілерін сынақтан өткізу осы Әдістемелік нұсқаулардың 155-тармағында көзделгенге қарағанда, 50 Гц жиіліктегі кернеудің неғұрлым аз мәндерін қолдану арқылы жүргізіледі. Бұл жағдайда сынақтан өткізілетін кернеулерді қолдану ұзақтығына байланысты жерге қатысты әрбір фаза үшін 50 Гц жиіліктегі сынақтан өткізілетін кернеудің мәндері төменде келтірілген.

50 Гц жиілігінің сынақтан өткізілетін кернеуі, кВ............ 290 303

Сынақтан өткізу ұзақтығы, сағ............................................. 24 15

150. Жоғарылатылған түзетілген кернеумен сынақтан өткізген кезде ағып кету токтары өлшенеді, олар сынақтардың соңғы минутында: 100 кВ желілер үшін ұзаындықтың 1 км 200 мкА, 220 кВ желілер үшін желі ұзындығының 1 км 250 мкА аспайды.

150, 330 және 500 кВ желілер үшін ағып кету токтарының регламенттелген мәндері тәжірибе жинақтағаннан кейін белгіленеді.

Ағып кету токтарындағы айырма фазалар бойынша 50 %-дан аспайды.

Желінің жай-күйін бағалаған кезде алдыңғы сынақтардың нәтижелері назарға алынады.

151. Егер сынақтарды өткізген кезде оқшаулануын тесіп өту немесе ұштағы жалғастырғыштарды жауып қалу орын алмаса, сондай-ақ ток серпілістері немесе оның жоғарылауы байқалмай, 110 және 220 кВ желілеріне арналған ағып кету токтарының мәндері жоғарыда көрсетілген нормаларда аспаса, желі сынақтан өтті деп есептеледі. 330 кВ және 500кВ желілер үшін сынақтан өткізу процесінде олар белгіленген мәнге дейін жеткен соң ағып кету токтарының серпілісі немесе оның жоғарылауы байқалмайды.

152. Кәбіл желісін салған кезде кәбілдің әрбір құрылыстық ұзындығының поливинилхлорид пластикатынан жасалған қорғаныш жабыны (шланг, қабық) төсегеннен және құммен жабылғаннан соң пайдалануға берілгеннен кейін бір жылдан соң, ал кейіннен әр 3 жыл сайын 1 мин ішінде 10 кВ жоғарылатылған түзетілген кернеумен сынауға төтеп беруге тиіс. Кернеу беріктендіруші жабынның металл таспалары немесе кәбілдің металл қабығы (экран) мен кәбіл желісінің жерге тұйықталуы арасында өтуге тиіс.

153. Экрандардың жерге тұйықталу құрылғысының жай-күйін тексеру кәбіл желісін пайдалануға берерден бұрын және оны пайдалану процесінде орындалады. Тігілген полиэтиленнен жасалған кәбіл желісі экрандарының жерге тұйықталу құрылғысын кезектен тыс тексеру қысқа тұйықталу токтары өткеннен кейін релелік қорғаныстың әрекет етуі арқылы кәбіл желісі ажыратылған жағдайда орындалады.

8-тарау. Желілердегі майдың ағып кету орындарын айқындау

154. Майдың айтарлықтай ағып кетуі пайда болған кезде зақымдалған секцияда қысымның төмендегені туралы сигнализация іске қосылады. Желіге секциядағы қысымның дәл көрсеткіштерін алу және секцияның барлық қолжетімді жабдықтарын қарап тексеру үшін бригада жіберіледі.

155. Желідегі май шығындары толықтырылып, майдың ағып кету себептерін іздеу жөніндегі шаралар қабылданады. Секциядағы май қысымының төмендеу және майдың кему жылдамдығын айқындау үшін манометрлердің көрсеткіштеріне қадағалау ұйымдастырылады.

Егер қарап тексерген кезде майдың ағып кету орны анықталмайтын болса, онда ол шамамен алғанда секцияның ортасында кәбілдің май каналын одан әрі жабу және секцияның әрбір жартысында қысымдарды өлшеу арқылы белгіленеді. Осы Әдістемелік нұсқауларға 17-қосымшаға сәйкес кәбіл желісі учаскелерін ортасынан бөлу процесі зақымдалған жері анықталғанға дейін жалғаса береді.

156. Май каналын жабу тоқтатқыштардағы (не болмаса жартылай тоқтатқыштардағы) айналма вентильдерді жабу немесе кәбілді аралық кәбіл құдықтарында немесе сол үшін арнайы ашылған орындарда қатыру арқылы жүзеге асырылады.

157. Май шығындары қысымдардың түсуін манометрлер арқылы өлшеумен белгіленеді. Алынған деректер бойынша уақыт функциясындағы қысымдар өзгерісінің қисықтары (кестелері) жасалады. Сыналатын екі учаскенің қисықтарын салыстыру арқылы майдың ағып кету орны айқындалады. Бұл әдіс майдың кәбіл қаптамаларындағы тығыз болмаған және зақымдалған орындары арқылы айтарлықтай ағып кеткен кезде қолданыла алады.

158. Кәбілді қатыру ұзындығы 400 мм және диаметрі 130 – 140 мм болатын қос қабырғалары бар ажыратқыш металл жалғастырғыш арқылы жүзеге асырылады. Қатыру орнында кәбілден қорғаныс жабындылары шешіледі. Қаптама қабырғалары арасындағы аралық жылумен жақсы оқшаулау үшін шыны матамен толтырылады. Екі жартылай жалғастырғыштың түйіскен жерлері мен жалғастырғыш пен кәбіл арасындағы саңылаулар резеңке төсемдермен нығыздалады.

159. Қаптаманың екі тесігі болады: біреуі (шұңқыр түрінде) қатыратын затты құю үшін, екіншісі – ауаның шығуы және салқындататын сұйықтықтың булануы үшін қажет.

Жалғастырғыштың термооқшаулануын ұлғайту үшін ол шыны матамен толтырылатын жәшікке орналастырылады. Қатыратын зат ретінде сұйық азот қолданылады. Кәбілдегі май қатып, минус 65 - 70

С температурасында қатты монолитті массаға айналады.

160. Кәбілді қатырылған күйде ұстап тұру үшін сұйық азоттың шығыны шамамен алғанда 1 сағатта 1,5 килограмм құрайды. Кәбілдің металл қаптамасына және оның қағазды сіңірілген оқшаулануына, майдың өзіне секілді қатыру зиянды әсер етпейді.

161. Май өте аз ағып кеткен жағдайда, жоғарыда көрсетілген әдістеме бойынша майдың ағып кеткен орнын айқындау мүмкін емес. Қазіргі уақытта жерде тартылған желілердегі майдың шағын ағып кететін орнын (май шығындары айына шамамен алғанда 4 – 5 литр) айқындауға мүмкіндік беретін әдістеме жоқ, ал желінің тұтас секциясын ашу (қазып шығару) күрделі және қымбат болғандықтан, қоректендіретін аппаратураның маймен жүйелі толықтыруды қамтамасыз етіп, осындай желілерді пайдалануда қалдырады.

9-тарау. Кәбіл желілерін пайдалануға қабылдау қағидалары

162. Пайдаланушы ұйым кәбіл желілерін тарту және монтаждау процесінде оларды техникалық қадағалауды жүзеге асырады.

Техникалық қадағалауды орындаушы кәбіл желісін тарту және монтаждау жобасымен танысады. Тарту алдында құжаттар мен қарап тексерулер бойынша атанақтардағы кәбілдердің жай-күйі мен сапасын тексеріп, атанақтардағы қоректендіруші аппаратурадағы майдың қысымын, сондай-ақ кәбіл жалғастырғыштары мен монтаждау материалдарының жиынтықтығын, жай-күйі мен сапасын тексереді. Тарту процесінде кәбілді бүгудің рұқсат етілетін радиустарының қатаң сақталуын және тарту күштері рұқсат етілетін есептерден асып түспейтіні, сондай-ақ жобада көзделген кәбілдерді тотығудан қорғау жөніндегі іс-шаралардың орындалуы қадағаланады.

163. Қадағалауды орындаушы жұмыстарды өндірушіден барлық байқалған ақаулар мен бұзушылықтарды жоюды талап етеді. Жұмыстарды өндіруші байқалған ақаулықтар мен бұзушылықтарды жою жөніндегі талаптарды орындаудан бас тартқан кезде техникалық қадағалауды орындаушы ол туралы өз әкімшілігін хабардар етеді.

164. Қайта монтаждалған кәбіл желісін құрамында монтаждау және пайдалану ұйымының өкілдері бар комиссия пайдалануға қабылдайды. Комиссия төрағасы болып пайдаланушы ұйымның өкілі тағайындалады.

165. Кәбіл желісінің өзін қабылдаумен қатар май толтырылған желіге қатысты бүкіл құрылыстар кешені:

1) май сіңіруші құрылғылар;

2) май сіңіруші құрылғылардың үй-жайлары мен осы үй-жайлардың барлық қосалқы жабдықтары (жарықтандыру, желдету, құрғату құрылғылары);

3) тоқтатқыш, қосқыш және қосқыш-тарамдауыш жалғастырғыштарға арналған кәбіл құдықтары мен оларға қатысты барлық жабдықтар;

4) туннельдер, каналдар, "қатты" тіреуіштер мен тарамдау құрылғылары;

5) тотығуға қарсы қорғаныс;

6) желіде орнатылған дабыл қағу және автоматика жүйесі қабылданады.

166. Құрылыс ғимараттарын (үй-жайлар мен май сіңіретін құрылғылар, құдықтар, туннельдер) пайдалануға қабылдау үшін пайдаланушы ұйымнан қабылдау комиссиясына құрылысшы маманды қосу ұсынылады.

167. Кәбіл желісін пайдалануға қабылдау жөніндегі комиссия техникалық құжаттаманы тексеріп, кәбіл желісі трассасын аралап өтеді, кәбіл ғимараттарын қарап тексеруді және орындалған жұмыс орны бойынша тексеруді жүргізеді, сондай-ақ кәбіл желісін сынақтан өткізу нәтижелерімен танысады.

168. Сынақтан өткізу мен байқап көрудің тиісті хаттамаларымен жабдықтардың барлық элементтері мен құрылыстарының дұрыс әрекет етуі және олардың жобаға сәйкес келуі расталады.

169. Жоғары қысымдағы кәбіл желілерін оларға қатысты құрылыстардың түрлі сипатын (болатты құбыржол, "қатты" тіреуіштер, тарамдау құрылғылары, қоректендіруші агрегаттар, туннельдердің желдетуі) ескере отырып қабылдауды арнайы өткізілетін жүктеу сынақтарының немесе желіні уақытша пайдалану кезеңінде (кешенді байқап көру) оның жұмысын қадағалау деректерінің нәтижелері бойынша өткізеді.

170. Кәбіл желісін пайдалану тапсырған кезде осы Әдістемелік нұсқауларға 19-қосымшада көрсетілген құжаттама ұсынылады.

171. 110-500 кВ кернеуге арналған кәбілдер пайдалануға енгізілгеннен кейін 3 жылдан соң және кейіннен 5 жылда 1 рет сынақтан өткізіледі.

172. Кәбіл желісін пайдалануға қабылдау актімен ресімделеді, онда:

1) кәбіл желісін құрастыру мен монтаждауды жүргізген ұйымның атауы;

2) жұмыстарды жүргізушінің тегі, аты, әкесінің аты (егер ол жеке басын куәландыратын құжатта көрсетілген болса);

3) жұмыстарды қадағалаған пайдаланушы өкілінің тегі, аты, әкесінің аты (егер ол жеке басын куәландыратын құжатта көрсетілген болса);

4) желінің атауы мен тағайындалуы және оны тартылған орны;

5) желінің қысқаша сипаттамасы (маркасы, қимасы, кернеуі, ұзындығы, жалғастырғыштар үлгісі мен олардың саны);

6) орындалған жұмыстардың қолданыстағы қағидалар мен нормаларға сәйкестігі;

7) желінің пайдалану үшін жарамдылығы туралы қорытындысы белгіленеді.

173. Актіге осы Әдістемелік нұсқауларға 19-қосымшада санамаланған барлық құжаттар және олардың тізімдемесі қоса беріледі.

10-тарау. Техникалық құжаттама

174. Кәбіл желісін қабылдағаннан кейін пайдаланушы ұйым осы кәбіл желісі бойынша барлық техникалық құжаттаманы ресімдейді.

Осы Әдістемелік нұсқауларға 20-қосымшаға сәйкес әрбір кәбіл желісіне желі бойынша барлық техникалық деректерді қамтитын және оны сынақтан өткізу, жөндеу және пайдалану жөніндегі мәліметтермен жүйелі түрде толықтырылатын паспорт ашылады. Жергілікті нұсқаулықтарға сәйкес (кәсіпорынның құрылымына байланысты) кәбіл желілерін пайдалану жөніндегі кейбір деректер (мысалы, жүктемелер мен сынақтар бойынша) басқа құжаттарға жазылады.

175. Әрбір кәбіл желісіне мұрағат папкасы ашылып, оған кәбіл желісінің паспорты мен осы Әдістемелік нұсқауларға 19-қосымшада санамаланған барлық техникалық құжаттамасы, сондай-ақ кәбілді пайдалану процесінде сынақтан өткізу хаттамалары, желілердің зақымдану актілері сақталады.

176. Пайдалану процесінде:

1) май сынамаларын талдау нәтижелерінің;

2) желілер трассаларын аралап шығудың және қарап тексерудің;

3) желідегі май қысымын бақылаудың;

4) тотығуға қарсы қорғаныс құралдары жай-күйінің;

5) жабдықтар ақаулықтарын жазудың;

6) су ағызатын және желдету агрегаттарын және құдықтарды жарықтандыруды қадағалау журналдары жүргізіліп толтырылады.

Май толтырылған желінің құрылыстарын қарап тексерген кезде осы құрылыстардың құрылыс бөлігі ақаулықтарының ведомосі жасалады.

176. Журналдар мен басқа да пайдалану құжаттамасын сақтау мерзімдері жергілікті нұсқаулықтарда белгіленеді.

11-тарау. Кәбіл желілерін пайдаланған кездегі қауіпсіздік техникасының талаптары

177. Қауіпсіздік техникасының талаптары Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасының қағидаларына сәйкес келеді.

178. Кәбіл желілерін пайдаланған кезде электр станциялары мен қосалқы станциялардың ғимараттары мен аумақтарында тартылған кәбілдер бойынша жөндеу жұмыстарын өткізудің қауіпсіздік мәселелеріне және өлшеу жабдықтарын сынақтан өткізу кезіндегі қауіпсіздік мәселелеріне ерекше көңіл бөлінеді.

179. 110 кВ жоғары кәбіл желілерінің қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін қорғау аймағы шеткі кәбілден 1 метр қашықтықта белгіленеді.

12-тарау. Кәбіл желілерін пайдаланған кездегі өрт қауіпсіздігі қағидалары

180. Кәбіл желілерін пайдаланған кезде Энергетика кәсіпорындары үшін өрт қауіпсіздігі қағидалары басшылыққа алынады.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

Арнайы үйілетін топырақтың ұсынылатын құрамы

1. Кәбілі бар орларды үйіп толтыруды қиыршық тас мен құм қоспасымен жүзеге асырады. Қиыршық тас пен құмның салмақтық арақатынасы 1:1 құрайды.

2. Қиыршық тас түйірлерінің көлемі 15 миллиметрден (бұдан әрі – мм) аспайды.

3. Құрамдас бөліктері біркелкі қоспа жасалғанға дейін мұқият араластырылады.

4. Қиыршық тас дәл сол фракциядағы ұсақталған таспен алмастырылады.

5. Минералдық құрамы бойынша құмды немесе қиыршық тасты таңдау мүмкіндігі бар болса, кварцқа, гранитке, әктасқа, құм тасқа (санамаланған тәртібінде) артықшылық беріледі.

6. Арнайы төгілген топырақтың сапасын бақылау үшін осы топырақ төгілген әрбір шақырымға кәбіл желісінің ұзындығы бойынша біркелкі түрде әрбіреуінің кемінде 5 килограмм салмағы бар үш үлгі таңдалып, оларда құрғақ күйде (ылғалдылығы 0 пайыз) 120-130

С*(см/Вт) аспайтын үлестік жылу кедергісінің мәнін өлшеуді жүргізеді.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

Кернеуі 110 – 220 кВ май толтырылған кәбілдер үшін ұзақ уақытқа рұқсат етілетін ток жүктемелері

Кәбілдерге арналған ток жүктемелері осы 2-қосымшаның 2.1 – 2.6-кестелерінде келтірілген, онда алымында орташа есептелген шарттарға арналған ұзақ уақытқа рұқсат етілетін ток жүктемелері келтірілген. Бөлімінде жүктеу коэффициенті ең жоғары есептік мәннің 0,8 аспайтын шарттарға арналған ток жүктемелері берілген.

2.1-кесте

110 кВ кернеуге арналған МНСА маркалы төмен қысымды кәбілдер

Тарамдарының қимасы, шаршы миллиметр (бұдан әрі – мм2)	Ток жүктемесі, А, мыналарда тартқан кезде
жерде бір тізбек	жерде қатарлас екі тізбек	ауада
120	286/333	248/311	389
150	322/377	278/352	452
185	358/420	307/391	512
240	407/478	349/445	584
270	430/506	368/470	623
300	447/527	381/488	655
350	479/566	407/524	713
400	507/600	430/554	765
500	553/657	467/606	861
550	574/683	484/628	902
625	600/715	504/657	959
800	650/778	542/711	1080

2.2-кесте

110 кВ кернеуге арналған МВДТ (май толтырылған, жоғары қысымды, туннельдегі) маркалы жоғары қысымды кәбілдер

Тарамдарының қимасы, мм2	Ток жүктемесі, А, мыналарда тартқан кезде
жерде бір тізбек	жерде қатарлас екі тізбек	ауада
120	263/300	233/284	371
150	295/337	259/318	421
185	327/375	286/353	474
240	372/429	320/403	553
270	393/454	341/425	589
300	415/479	359/448	627
400	471/547	405/510	735
500	517/602	440/559	826
550`p>	533/622	460/577	860
625	561/656	472/606	925
700	578/677	484/624	962

2.3-кесте

220 кВ кернеуге арналған МНСА маркалы төмен қысымды кәбілдер

Тарамдарының қимасы, мм2	Ток жүктемесі, А, мыналарда тартқан кезде
жерде бір тізбек	жерде қатарлас екі тізбек	ауада
300	391/453	322/413	567
350	416/483	336/438	614
400	438/511	353/462	659
500	472/553	373/495	736
550	488/573	382/511	771
625	504/594	390/526	817
800	535/634	412/556	915

2.4-кесте

220 кВ кернеуге арналған МВДТ маркалы жоғары қысымды кәбілдер

Тарамдарының қимасы, мм2	Ток жүктемесі, А, мыналарда тартқан кезде
	жерде бір тізбек	жерде қатарлас екі тізбек	ауада
300	369/422	333/385	534
400	416/479	371/431	631
500	445/514	392/457	700
550	457/529	401/469	730
625	468/543	407/476	769
700	479/557	414/486	800

2.5-кесте

110 кВ кернеуге арналған МНАШВУ (май толтырылған, төмен қысымды, алюминий қабығы бар, поливинилхлорид пластикатынан жасалған шлангтағы, шлангтың астындағы қорғаныш қабаты күшейтілген) және МНАГИВУ (май толтырылған, төмен қысымды, алюминий қабығы бар, икемді, поливинилхлорид пластикатынан жасалған шлангтағы, қорғаныш қабаты күшейтілген) маркалы төмен қысымды кәбілдер*

Тарамдарының қимасы, мм2	Ток жүктемесі, А, мыналдарды жерде тартқан кезде
	бір тізбек кәбілдерін		қатарлас екі тізбек кәбілдерін
	қабығы тегіс	қабығы гофраланған	қабығы тегіс	қабығы гофраланған
120	266/307	-	233/289	-
150	294/342	-	256/320	-
185	324/379	-	279/354	-
240	360/420	-	315/390	-
270	377/442	382/445	323/411	327/414
300	391/459	399/466	335/426	335/430
350	-	420/492	-	358/456
400	-	439/514	-	372/477
500	-	468/551	-	396/510
550	-	482/570	-	406/525
625	-	499/590	-	418/542
800	-	528/627	-	439/573
* Қадықтар желінің екі ұшынан да қосылған.

2.6-кесте

110 кВ кернеуге арналған МНАШВ (май толтырылған, төмен қысымды, алюминий қабығы бар, поливинилхлорид пластикатынан жасалған шланг түріндегі қорғаныш жабыны бар) және МНАГШВ (май толтырылған, төмен қысымды, гофраланған алюминий қабығы бар, поливинилхлорид пластикатынан жасалған шланг түріндегі қорғаныш жабыны бар) маркалы төмен қысымды кәбілдер

Тарамдарының қимасы, мм2	Ток жүктемесі, А, мыналарда тартқан кезде
	жерде1 кәбілдердің бір тізбегін		жерде1 қатарлас екі кәбілді		ауада2
	қабығы тегіс	қабығы гофраланған			қабығы тегіс	қабығы гофраланған
			қабығы тегіс	қабығы гофраланған
120	281/326	-	245/306	-	369	-
150	306/360	-	266/330	-	422	-
185	331/389	-	285/363	-	475	-
240	366/434	-	315/400	-	532	-
270	383/452	390/458	328/420	334/425	563	570
300	405/477	405/477	344/443	344/440	595	600
350	-	432/510	-	368/473	-	648
400	-	452/534	-	383/495	-	690
500	-	484/578	-	408/530	-	756
550	-	499/593	-	420/545	-	786
625	-	516/615	-	432/564	-	827
800	-	545/653	-	453/594	-	905
1 Қабықтар желінің екі ұшынан да қосылған. 2 Кәбілдер саңылауы жоқ үшбұрыш түрінде тартылған. Қабықтар желінің екі ұшынан да қосылған.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

Термодатчиктерді орнату тәсілдері, кәбіл тарамдарының қызуын бақылау және олардың температурасын айқындау әдістемесі

1. Топырақта тартылған кәбілдерде термодатчикті орнату үшін:

1) кәбіл желісінің трассасында қазаншұңқыр қазу;

2) ұзындығы 250 – 300 мм учаскеде (қазаншұңқырдың кесілген жерінде) кәбілдің қорғаныс жамылғыларын уақытша алып, термодатчиктерді орнату және бекіту;

3) болат немесе өзге де түтікшедегі өлшеу ұштарын ыңғайлы және механикалық зақымданулардан қауіпсіз жерге енгізу, бұл ретте 100 – 120 мм ұзындығында олар кәбілдің (құбыржолдың) үстіңгі бетінде оның осі бойынша орналасады. Бүкіл ұзындығы бойынша термодатчиктердің өткізгіштерінде электромагнитті өрістердің өлшеу нәтижелеріне әсерін жоққа шығаратын металды экрандар болады;

4) бұрын алынған қорғаныс жамылғыларын қалпына келтіру;

5) енгізілетін өткізгіштердің ұштарында маркалау биркаларын орнату;

6) ұсақ қиыршық таспен үйіп төгіп, қазаншұңқырды абайлап түйгіштеп нығыздау керек.

2. Төмен қысымды кәбілдер қызуын бақылаған кезде термодатчиктер (ең жақсысы, шағын габаритті термокедергілер) қаптамаларға немесе нығайтушы мыс таспаларына орнатылады.

Жоғары қысымды желілерде термодатчиктер болат құбыржолдың үсті мен астында (бақылау аймақтарының әрбіреуінде) орналастырылады.

Қабықтың немесе құбыржолдың үстіңгі беті (оған термодатчиктің жанасу орнында) жарқырағанға дейін тазартылған. Термодатчик қабыққа немесе құбырға жабыстырылып, тафталы немесе шайырлы таспаның бірнеше орамымен тығыз жаншылған.

3. Термодатчиктерді қорғаныс жамылғыларының үстіңгі бетінде орналастыруға жол берілмейді.

4. Өлшенетін жердегі топырақтың белгіленген температурасының болуы үшін кәбіл температурасын өлшеу қазаншұңқырды үйіп төккен кейін кемінде 1 тәуліктен кейін жүргізіледі.

5. Қоршаған ортаның температурасын өлшеу үшін жеке термодатчиктер салынады (орнатылады).

Топырақта тартқан кезде қоршаған ортаның температурасы жылу көздері жоқ аймақта кәбілдерді төсеу тереңдігінде шеткі кәбілден 3 - 5 м қашықтықта өлшенеді.

Ол үшін топырақта кәбілді тарту тереңдігіне диаметрі 100 - 150 мм тесікті бұрғылап, термодатчиктерді орнатады, грунтпен үйіп төгеді және нығыздайды. Температураны өлшеу термодатчиктерді орнатқаннан кейін кемінде 1 тәуліктен кейін жүргізіледі.

Кәбілдерді кәбіл құрылыстарында тартқан кезде ауаның температурасы жылу ауасы шыққан жерде құрылыстың кіреберісінде немесе шыға берісінде өлшенеді.

6. Пайдалануда 25 - 30 жыл болған май толтырылған кәбіл желілерінде кәбілдер қызуын жүйелі түрде бақылау жүргізіледі.

7. Қаптамалардың (құбырлардың) температурасын өлшеу жүктеме токтарды бір уақытта тіркеумен 2 - 3 сағат аралығымен кемінде 1 тәулік бойы жүргізіледі.

Жүктеме тогы ең жоғарғы мәннен 20 %-дан кем шегінде өзгерген кезде токтың есептік мәні ретінде 2 сағат бойы сақталатын оның ең жоғарғы мәні қабылданады.

Жүктеме тогы айтарлықтай өзгерген кезде есептік болып табылатын оның орташа квадраттық мәні (қадағалау кезеңі ішінде) айқындалады.

8. Жоғары қысымды кәбіл желілерін тарту тереңдігі тұрақты болмаса, онда кәбілдердің қызу температурасы тартудың ең жоғарғы және ең төменгі тереңдігінде айқындалады.

Үлкен еңістігі бар учаскелерде жоғары қысымды желілерде көтеріңкіліктің ең жоғары нүктесінде кәбілдердің қызу температурасы айқындалады. Бұл осындай учаскелерде жоғары учаскелерді неғұрлым қызған аймақтардың пайда болуына әкелетін құбыржолдардағы майдың көлденең конвекциясының пайда болу мүмкіндігіне негізделген.

9. Желілердің қызуын бақылаған кезде тарамдау учаскелерінің, әсіресе тұйық магнитті контурлардың түзілуі ықтимал олардың бекіту орындарындағы қызуы айқындалады. Тарамдалған құбырлар қызуының температурасын бақылау мыс құбырларында индукцияланатын едәуір токтардың салдарынан олардың қызуы болат құбыржолдың қызуынан асып түсуі мүмкін болғандықтан қажет.

10. Туннельдерде тартылған кәбіл желілеріндегі бақылау жылу өлшеулері толығымен қосылған ағынды-сору желдетуі кезінде жүргізіледі. Кәбіл желілерінің температурасын өлшеумен бір уақытта кіретін (туннельге) және шығатын ауаның температурасын, сондай-ақ сыртқы ауаның (туннельден тыс) температурасын өлшеу жүзеге асырылады. Егер кәбіл туннельдері секцияға бөлінген (өртке қарсы мақсаттарда немесе ауа ағындарының есептік сұлбасын жүзеге асыру үшін аражабындармен бөлінген) болса, онда бақылау өлшеулері неғұрлым қыздырылған бөліктерде жүргізіледі.

11. Тарам температурасын

_ж төмен қысымды кәбілдердің

_об өлшенген температурасы бойынша айқындау мынадай өрнек бойынша жүзеге асырылады:

(2)

мұнда I_оп – тәжірибе кезінде өлшенген кәбілдің ұзақ уақыт бойғы ең жоғары жүктемесі, А;

R_ж – тарамның белсенді кедергісі, Ом/см;

Т_из – оқшаулануының жылу кедергісі,

С*(см/Вт);

W_д.п – диэлектрлік шығындар, Вт/см.

Кәбілдің оқшаулануындағы диэлектрлік шығындар W_д,п мынадай өрнек арқылы шығарылады:

(3)

мұнда U – жұмыс кернеуі, В;

- 2pf = 314;

С – кәбіл сыйымдылығы, Ф/см;

tg

– жұмыс температурасы кезіндегі диэлектрлік шығындар бұрышының тангенсі (стандарт бойынша таңдалады және әдетте 0,0025 – 0,0045 шегінде болады).

Оқшауланудың жылу кедергісі мынадай өрнектен шығарылады:

(4)

мұнда r_т.из – оқшауланудың үлестік жылу кедергісі,

С*см/Вт (450 - 550);

D₁ және D₂ – оқшауланудың сақиналы қабатының сыртқы және ішкі диаметрлері, см.

Тарамның R_ж белсенді кедергісі температураға түзетумен (

_ж дәйекті жақындау әдісімен 2 рет есептеледі) және үстіңгі әсерге түзетумен (1,15 коэффициентін енгізумен) алынады.

12. Тарамның

_ж температурасын жоғары қысымдағы желілерде болат құбырдың

_тр табылған температурасы бойынша айқындау мынадай өрнек бойынша жасалады:

(5)

мұнда

_тр – кәбілдің болат құбыржолындағы температурасы,

С;

I_оп – тәжірибе кезінде өлшенген кәбілдің ұзақ уақыт бойғы ең жоғары жүктемесі, А;

Т_м – кәбілдің үстіңгі бетінен болат құбырға дейінгі жылу кедергісі,

С*(см/Вт).

Оқшауланудың жылу кедергісі мен кәбілдің оқшаулануындағы диэлектрлік шығындар осы 3-қосымшаның 11-тармағында берілген өрнектерден айқындалады.

Тарамның белсенді кедергісі мен тәжірибе кезінде өлшенген ток бұрын келтірілген нұсқауларға сәйкес қабылданады.

Кәбілдің үстіңгі бетінен (экраннан) болат құбырға дейінгі жылу кедергісін

мынадай өрнек арқылы шығаруға болады:

(6)

мұнда r_т.м – кәбілдің үстіңгі бетінен майға және майдан болат құбырдың үстіңгі бетіне ауысу кезіндегі жылудың үлестік кедергісі (435

С*(см/Вт) тең деп қабылданады);

К₁ – май арқылы құбырмен жылу алмасуға қатысатын үстіңгі фаза периметрінің бөлігін есепке алатын коэффициент (0,83);

К₂ – жылу алмасуда кәбілдің жоғарғы фазасымен қатысатын болат құбыры периметрінің бөлігін есепке алатын коэффициент (0,42);

D_эк, D_тр – тиісінше экран бойынша кәбілдің және құбырдың (ішкі) диаметрлері, см.

Көрші фазалардың экрандары бойынша жылу ағынына кедергі тәжірибелі деректердің негізінде 1 см-ге 232

С*(см/Вт) тең деп қабылданады. Бұл кедергі май аймағының жылу кедергісіне параллельді қосылған. Осылайша, соңғы формула:

(7)

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

Майлардағы диэлектрлік шығындарды өлшеуге арналған ыдыс (конденсатор)

1-сурет - Майлардағы диэлектрлік шығындарды өлшеуге арналған ыдыс:

1 – төменгі тостаған электроды; 2 – жоғарғы өлшеу электроды; 3 – өлшеу электродының сақтау сақинасы; 4 – кернеуі жоғары өткізгішті қосуға арналған клемма бұрандамасы; 5 – оқшаулайтын қашықтық пластиналар (шыны); 6 – қашықтық пластиналарды бекіту; 7 – өлшеу электродының клеммасы; 8 – термометрді орнатуға арналған орын; 9 – сақтау сақинасының клеммасы.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 5-қосымша

Май толтырылған кәбіл желілерінен май сынамаларын іріктеп алуға қойылатын жалпы талаптар

1. Май сынамаларын іріктеп алу жөніндегі жалпы ережелер

Сынаманың толыққандығы мен шынайылығының негізгі шарты іріктеп алынатын сынама жанасатын нәрселердің барлығының (банкалар, құйғыштар, крандар, түтікшелер) өте таза болуында.

Сынаманы іріктеп алуға арналған ыдыс-аяқ өзінің сыйымдылығы мен тазалығы бойынша сынамаларды іріктеп алуға байланысты техникалық талаптарға жауап береді.

Сынамаларды іріктеп алу әдістері сынаманың мақсаты мен сынамаларды іріктеп алу жүргізілетін сыйымдылық түріне тәуелді болады.

Май сынамаларын іріктеп алған кезде төменде келтірілген техникалық талаптар сақталады.

Сынамаларды іріктеп алуға арналған ыдыс-аяқ:

1) май сынамаларын іріктеп алу үшін мойны кең және берік кептелген тығыны бар, сыйымдылығы 0,5 және 1 литр шыны банкалар қолданылады;

2) әрбір банкада нөмірі өрнектеп түсірілген немесе бояумен жазылған;

3) жекелеген жағдайларда (ыдыс-аяқ болмағанда) басқа үлгідегі, бірақ көрсетілген көлемдегі шыны ыдыс-аяқтарға іріктеп алуға жол беріледі;

4) берік кептелген жонып тегістелген шыны тығыны болмаған жағдайда, пергамент қағазымен оралған қыртысты тығындар қолданылады.

Шыны банкаларды жуу, кептіру, сақтау және тасымалдау

1) май сынамаларын іріктеп алған кезде пайдаланылатын ыдыс-аяқтар мен барлық аспаптар өте таза болады;

2) май сынамаларын іріктеп алға арналған барлық ыдыс-аяқтар мен аспаптар алдын ала керосин контактісімен немесе күшті сілті ерітіндісімен (кемінде 10 % шоғырландырылған) немесе күшті тұз ерітіндісімен мұқият жуып тазартылады;

3) ыдыс-аяқтар мен аспаптарды жуу үшін 25 % контакт (көлемінің 1/4 дейін), ол болмаған кезде сілті немесе тұз ерітіндісі құйылады. Одан кейін көлемінің 1/2-не дейін ыстық су (температурасы 60 - 80

С) қосылады. Тығынмен бітеліп жабылғаннан кейін ыдыс-аяқ ластану мен майдың көзге көрінетін белгілері жойылғанға дейін екпінді түрде сілкіп шайқалады, одан кейін ерітінділер арнайы ыдысқа төгіледі;

4) жуылған ыдыс-аяқ бірнеше рет таза ыстық сумен жуып шайылады. Банка қабырғаларында жұғындар немесе белгілі бір тұнбалар болған кезде соңғылары арнайы щеткамен (ысқышпен) тазартылады және одан кейін соңына дейін жуылады;

5) банканы ыстық сумен шайған кезде оның қабырғаларында тамшылар және майлы ыдыс-аяққа тән суланбайтын немесе нашар суланатын учаскелер болмаған кезде ыдыс-аяқ толық жуылды деп саналады;

6) соңғы рет шайылғаннан кейін банкалар 10 - 15 минутке суы ағып кетуі үшін түбі жоғары қаратылып қойылады;

7) суы ағып кеткен кейін банкалар түпкілікті кептірілу үшін 110 - 120

С кептіру шкафына қойылады;

8) кептірілген банкалар кептіру шкафы ажыратылғаннан кейін шкафтың ішінде баяу суып, кейіннен тығындармен жабылады;

9) сынаманы алу сәтінен бұрын банканы ашуға рұқсат етілмейді;

10) сынаманы алу үшін дайындалған банкалар арнайы сөрелерде немесе тасымалдауға арналған жәшіктерде сақталады;

11) май сынамаларын іріктеп алуға арналған ыдыс-аяқты басқа мақсаттарға қолдануға рұқсат етілмейді.

12) банкалар май сынамалары іріктеп алынатын орынға дейін тасымалданатын ағаш жәшіктер әрбір ұяшыққа бір банка тығыз кіретіндей көлемдегі екіден алты орынға дейінгі ұяшықтарға бөлінеді.

2. Ілеспе құжаттама

Майдың әрбір сынамасы мынадай деректері:

1) майдың сынамасы іріктеп алынған аспаптың немесе сыйымдылықтың атауы, нөмірі және түрі;

2) май сынамасы іріктеп алынған орын;

3) май сынамасын алынған күн;

4) май сынамасы алынған банканың нөмірі;

5) май сынамасын алу шарттары (ауаның температурасы, ылғалдылығы және қысымы);

6) май сынамасын іріктеп алған адамның қолы қамтылған сүйемелдеу затбелгісімен жабдықталады.

Зертхана қызметкерлері сынақтан өткізу журналына май сынамасының сүйемелдеу затбелгісінің және зертханалық сынақтан өткізудің барлық деректерін жазып, сынақтан өткізу нәтижесі бар хаттаманы береді. .

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 6-қосымша

Майдың газсыздану деңгейін айқындауға арналған аспаппен жұмыс жөніндегі нұсқаулықтар

Майда ерітілген газ мөлшері, газсыздану деңгейі туралы сынақтан өткізілетін майдың қанығуының қалдық қысымына дейін алдын ала вакуумдалған белгілі бір көлемге майдан бөлінген газ қысымы бойынша жорамалдайды.

Майдың газсыздану деңгейін айқындауға арналған аспап (сұлба түрінде осы 6-қосымшаның 6-суретінде көрсетілген) майды сорып шығарудың, берудің, ағып кетуі мен құйып алудың сильфонды вакуумды вентильдерінен, өлшеуіш стаканнан, вакуумды шлангтан және қосатын түтікшелерден тұрады. Жиынтыққа сондай-ақ вакуумды сорғы мен термобулы вакуумметр кіреді.

Аспапта талап етілетін вакуум вакуумдық сорғымен жасалады.

Аспапты пайдалану тәртібі мынадай:

1. Алдымен аспапты өлшеуге дайындау жүргізіледі, ол үшін:

1) вакуумдық сорғы мен вакуумметрді абсорбциометрдің жанында орнату;

2) вакуумдық шлангпен 5-вентильдің келте құбырын сорғының сорып алушы келте құбырымен қосу;

3) манометрлік шамды (ПМТ-4М) саңырауқұлақ тәрізді тығыздауышқа орнатып, вакуумметрдің өлшеу кәбілінің жалғағышын ПМТ-4М шамының қарсы бөлігімен қосу;

4) сорғының электр қозғалтқышының күштік кәбілді және вакуумметрді қоректендіру кәбілдерін қоректендіру көзімен қосу қажет.

2. Өлшеулердің жасау үшін абсорбциометрді сорып шығаруды жүргізеді, ол үшін:

1) барлық вентильдерді жауып, қоректендіруді сорғы мен вакуумметрге беру;

2) вакуумметр шкаласын манометрлік шамда көрсетілген қызу тогына сәйкес калибрлеу;

3) вакуумметр диапазондарын ауыстырып қосқышты "2 х 10-1 - 10-3" жағдайына, ал жұмыстар түрінің ауыстырып қосқышын "Өлшеу" жағдайына орнату. 5-вентильді баяу ашу;

4) өлшеуіш стаканды 0,65 Па (сынап бағанының 5 * 10-3 мм) қалдық қысымына дейін тартып шығару керек.

3. 5-вентильді жауып, сорғыны қоректендіруді сөндіру және майды жіберуді былайша жасау керек:

1) 2-вентильді ашып, 8 және 10-вентильдерді зерттелетін майдың көлемі бар түтікшелермен қосу қажет. Май өлшеуіш стаканнан асып төгіледі;

2) 9-вентильді жауып, вакуумметр көрсеткіштерін көрсету және бір уақытта майды берудің 10-вентилін ашу. Стаканға майдың 100 - 150 см3 жіберіп, сол кезде вакуумметр көрсеткіштерін белгілеп, одан кейін 10-вентильді жабу керек;

3) вакуумды шлангты 5-вентильдің келте құбырынан ажырату;

4) 5 және 8-вентильдерді ашып, майды ағызып шығару керек.

Майдағы газдың атмосфералық қысымына келтірілген мөлшерлік құрамы (майдың мөлшерінен пайыздарда) мынадай формула бойынша есептеліп шығарылады:

(8)

мұнда Vп - аспап көлемі (абсорбциометр панелінде көрсетілген), см³;

V_м - стаканға енгізілген майдың мөлшері, см³;

Р₁ - майды шығарғанға дейінгі қысым, Па;

Р₂ - майды кіргізгеннен кейінгі аспаптағы қысым, Па;

Ра - атмосфералық қысым, Па.

Егер осы өлшеулердің нәтижелері бір-бірінен 30 % аса өзгешеленетін болса, майдағы газдың шынайы мөлшері ретінде соңғы екі өлшеудің орташа мәнін алады.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 7-қосымша

Кәбіл желісінің сіңіру сынақтарының хаттамасы

___________________________________________________________________

20 ж. " " _________________ Құдықтар арасындағы ____________________ секция,

№ __________. Секцияның ұзындығы _____________ м. Секциядағы майдың көлемі

_________ м³.

Ауа температурасы _______________

С.

Фаза	Секция	Майды ағызу ұзақтығы, мин	Ағызылған майдың мөлшері 1,м3	Май қысымдарының айырмасы, МПа (кгс/см2)	Сіңіру коэффициенті К * 10-4
Ж
З
К
Ж
З
К

¹ Майды ағызу секцияның үстіңгі бөлігінде жүргізіледі.

Шебер ____________________

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 8-қосымша

Май толтырылған кәбіл желілерінің түрлі элементтерінен алынған май сынамаларын іріктеу тәртібі

1-сурет. Төмен қысымды кәбілдердің қосу жалғастырғышынан май сынамаларын іріктеп алу:

1, 7 – бітеуіші бар келтеқосқыш; 2 – ілме сомын; 3 – қосу түтікшесі; 4 – сильфонды вентиль; 5 – манометр; 6 – қозғалмалы қысым багы; 8 – шыны банка

1) қосу жалғастырғышынан сынамаларды іріктеп алу желіні ажыратпай жүргізіле алады;

2) қосу жалғастырғышынан май сынамасын алу үшін қорғасын түтікшесі немесе 2-ілме сомыны бар майға 3-төзімді резеңкеден жасалған түтікшесі және маймен кемінде 0,069 МПа (0,7 кгс/см²) артық қысымға дейін қоректендірілген 6-қозғалмалы қысым бағы болады;

3) 1-бітеуішті бұрап шығарып, жалғастырғышта қысым ұсталып тұрғанына (келтеқосқыштан майдың ағып тұрғанына) көз жеткізу;

4) қозғалмалы қысым багындағы 4-сильфонды вентильді жартылай ашып, бітеуішті қосу түтікшесінен алу және түтікшені қысым багының 4-вентилінен жоғары көтеріңкіреп, ондағы ауаны шығару үшін майды қотару;

5) қосу түтікшесін қосу жалғастырғышының 1-келтеқосқышына қосу;

6) 7-бітеуішті майдың шағын ағынын шығарғанға дейін бірнеше орамға бұрап шығару;

7) 0,5 л жуық майды қотару, осы маймен сынаманы іріктеп алуға арналған шыны ыдысты және оның тығынын жуу;

8) 1 литр мөлшеріндегі май сынамасын шыны ыдысқа іріктеп алу және ыдысты тығынмен жабу;

9) 7-бітеуішті бұрап бекіту;

10) қосу түтікшесін 1-келтеқосқыштан ажырату, 1-бітеуішті бұрап бекіту.

2. Төмен қысымдағы кәбілдің тоқтатқыш жалғастырғышынан май сынамаларын іріктеп алу (осы 8-қосымшаның 2-суреті).

2-сурет. Төмен қысымдағы кәбілдердің тоқтатқыш жалғастырғышынан май сынамаларын іріктеп алу:

1, 9, 21 – коллекторлар; 2, 10, 15 – электр жанаспалы манометрлер; 3, 8, 16, 17 – қысым бактары; 4, 6, 18, 12, 13, 14 – қысым бактарының крандарындағы бітеуіштер; 5, 7, 19, 20 – сильфонды вентильдер; 11 – шыны банка

1) 110 кВ кәбілдің тоқтатқыш жалғастырғышынан сынамаларды іріктеп алу желіні ажыратпай, ал 220 кВ кәбілде – ажыратылған желіде жүргізіледі;

2) тоқтатқыш жалғастырғыштың ұштағы бөліктерінен май сынамаларын іріктеп алу былай жүзеге асырылады – қысым багындағы 20-вентильді жабу. 19-вентильді толық жаппау, 14-бітеуішті майдың шағын ағынын шығарғанға дейін бірнеше орамға бұрап шығару, осы қосымшаның 1-тармағының 7 және 8-тармақшаларындағы нұсқауларды орындау, 14-бітеуішті бұрап бекіту және 19 және 20-вентильдерді толық ашып, май сіңіру сұлбасын қалпына келтіру;

3) тоқтатқыш жалғастырғыштың орталық бөліктерінен майдың сынамаларын іріктеп алу былайша жүзеге асырылады – 7-вентильді толық жаппау, 13-бітеуішті майдың шағын ағынын шығарғанға дейін бірнеше орамға бұрап шығару, осы қосымшаның 1-тармағының 7 және 8-тармақшаларындағы нұсқауларды орындау, 13-бітеуішті бұрап бекіту және 7-вентильді ашып, май сіңіру сұлбасын қалпына келтіру.

3. Төмен қысымдағы кәбілдің ұштағы жалғастырғышынан май сынамасын іріктеп алу (осы 8-қосымшаның 3-суреті):

3-сурет. Төмен қысымдағы кәбілдердің ұштағы жалғастырғыштарынан май сынамасын іріктеп алу:

1 – шыны банка; 2, 4, 10 – бітеуіштер; 3, 7, 11 – сильфонды вентильдер;

5 – оқшаулағыш төлке; 6 – электр жанаспалы манометр; 8, 9 – қысым бактары

1) ұштағы жалғастырғыштан май сынамаларын іріктеп алу ажыратылған желіде жүргізіледі;

2) 7 және 8-қысым бактарының 10 және 21-вентильдерін жабу;

3) 4-бітеуішті майдың шағын ағынын шығарғанға дейін бірнеше орамға бұрап шығару;

4) осы 8-қосымшаның 1-тармағының 7 және 8-тармақшаларындағы нұсқауларды орындау;

5) 4-бітеуішті бұрап бекіту және 10 және 11-вентильдерді толық ашып, май сіңіру сұлбасын қалпына келтіру.

4. Қысым бактарынан май сынамаларын іріктеп алу (осы 8-қосымшаның 3-суреті):

1) қысым бактарынан сынамаларды іріктеп алу желіні ажыратпай жүргізіледі;

2) 7, 11, 12-вентильдерін жабу;

3) 9-қысым багынан сынаманы алу үшін 11-вентильді жартылай ашып, 10-бітеуішті майдың шағын ағынын шығарғанға дейін бірнеше орамға бұрап шығару;

4) осы 8-қосымшаның 1-тармағының 7 және 8-тармақшаларындағы нұсқауларды орындау;

5) 11-вентильді жабу және 10-бітеуішті бұрап бекіту.

6) 8-қысым багынан сынаманы алу үшін 12-вентильді жартылай ашып, 10-бітеуішті бірнеше орамға бұрап шығару және бактар арасындағы қосу түтікшесінде бар майды қотару;

7) осы 8-қосымшаның 1-тармағының 7 және 8-тармақшаларындағы нұсқауларды орындау;

8) 10-бітеуішті бұрап бекіту және 7, 11, 12-вентильдерді толық ашып, май сіңіру сұлбасын қалпына келтіру

5. Жоғары қысымдағы кәбілдердің ұштағы және қосу-тарамдау жалғастырғыштарынан май сынамаларын іріктеп алу (осы 8-қосымшаның 4-суреті):

4-сурет. Жоғары қысымдағы кәбілдердің ұштағы және қосу-тарамдау жалғастырғыштарынан май сынамаларын іріктеп алу:

1 – ұштағы жалғастырғыш; 2, 6, 8 – сильфонды вентильдер; 3, 7 – бүгілген түтікше; 4 - шыны банка; 5 - келтеқосқыш; 9 – қосу-тарамдау жалғастырғышы

1) сынамаларды іріктеп алу ажыратылған желіде жүргізіледі;

2) жалғастырғыштардан сынамаларды іріктеп алу 2 және 6-арнайы вентильдерге қосылған бүгілген түтікшенің көмегімен желідегі қысымды төмендетпей жүргізіледі. Жалғастырғышта арнайы вентильдер болмаған кезде келтеқосқышпен және бітеуішпен бірге ернемек қолданыла алады. Ондай жағдайда сынамаларды іріктеп алу желідегі қысымды 5-келтеқосқышқа бітеуіштің орнына бұрап бекітілетін ілме сомыны бар бүгілген түтікшенің көмегімен 0,098 - 0,196 МПа (1 - 2 кгс/см²) дейін алдын ала төмендеткеннен кейін жүргізіледі.

3) 2 немесе 6-арнайы вентильді жартылай ашу немесе қысым төмендетілгеннен кейін бітеуішті алу және бітеуіштің орнына келтеқосқышқа ілме сомыны бар бүгілген түтікшені бұрап бекіту;

4) осы 8-қосымшаның 1-тармағының 7 және 8-тармақшаларындағы нұсқауларды орындау;

5) 2 немесе 6-арнайы вентильді жабу немесе ілме сомыны бар бүгілген түтікшені алу және 5-келтеқосқышқа бітеуішті орнату.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 9-қосымша

Май толтырылған кәбіл желілерінің жекелеген элементтерін жөндеу жөніндегі нұсқаулар

1. Қысым бактарындағы ақаулықтарды жою:

1) қысым бактарындағы майдың ағып кетуі манометрдің көрсеткіштері бойынша (қысым түседі) және қысым бактары мен қосу түтікшелерін тікелей қарап тексеру арқылы анықталады. Май ағатын қысым багы ауыстырылады;

2) қысым багын жөндеу және оны маймен толтыру арнайы зауыттық нұсқаулық бойынша стационарлық жағдайларда (шеберханаларда) жүргізіледі. Қысым багын ауыстырған кезде желіні ажырату талап етілмейді.

2. Жоғары қысымдағы кәбіл желісінің болат құбыржолын жөндеу:

Құбыржолдағы тесіп өтетін саңылауларды жөндеу былайша жүргізіледі:

1) құбыржолдағы майдың қысымы желінің жоғарғы бөліктерінде (ең жоғары белгімен) ол кемінде 4,9 * 10⁴ Па (0,5 кгс/см²) болатындай ең аз болуы ықтимал мәнге дейін төмендетіледі;

2) зақымданған жерінде тотығуға қарсы қорғанысты шешіп алады;

3) тесіп өтетін саңылауды тығынмен жабады және оған арнайы қамыттың көмегімен қаптаманы салып, оны периметрі бойынша құбыржолға дәнекерлеп пісіреді. Дәнекерлеп пісіргеннен кейін қамытты шешіп алады;

4) желідегі майдың қысымы қалыпты мәнге дейін көтеріледі, одан кейін желі іске қосылады;

5) желінің жөнделген жері бірнеше күн бойы персоналдың қадағалауында болады, одан кейін тотығуға қарсы оқшаулауы қалпына келтіріледі. Жоғары қысымдағы желінің құбыржолдарындағы дәнекерлеп пісіру жұмыстарына дипломы бар дәнекерлеушілер ғана жіберіледі.

Жөндегеннен кейін дәнекерлеп пісіру жігінің сапасы радиобелсенді изотоптардың гамма-сәулелерін түсіру арқылы бақыланады.

3. Жоғары қысымдағы желілердегі май сіңіру агрегаттарын жөндеу:

1) майды сақтау бактарының негізгі ақаулықтарына майды көрсеткіштердің қабырғаларындағы тығыздалмаған жерлер, сызаттар, май деңгейінің қашықтықтан көрсеткіштердің ақаулықтары жатады.

Қарап тексергеннен және жөндегеннен кейін бак ыстық маймен (С-220 маркалы) жуылады, одан кейін бак вакуумға тексеріледі. Вакуумның 266,6 Па жеткеннен кейін ауаның ағуы 4 сағат бойы 133,3 Па артық емес;

2) май сорғысын жөндеу және тексеру тиісті қайта қосу клапанын жөндеумен және тексерумен қатар, әдетте олардың біреуі бұзылған немесе жұмыстан шыққан кезде жүргізіледі.

Ақаулы сорғыны немесе клапанды анықтағаннан кейін пайдаланушы персонал желіні қоректендіруді жарамды айдау сорғысы және қайта қосу клапаны бар бір тарамға ауыстырады;

3) жөндеу аяқталғаннан кейін сорғы мен қайта қосу клапаны оларға жанасатын құбырлардан ауа шығарылғаннан кейін ғана агрегаттың сұлбасына қосылады, ол төменде келтірілген нұсқаулықтарға сәйкес жүзеге асырылады.

4. Қоректендіруші агрегаттың істен шығарылған бөлігін вакуумдау 9-электр жанаспалы манометрдің импульсты түтігі арқылы (осы 9-қосымшаның 1-суреті) жүргізіледі.

Сұлбаның істен шығарылған бөлігінің барлық элементтері орнына қойылғанға дейін оларды ластанудан мұқият тазарту және С-220 маркалы ыстық маймен жуып шаю жүргізіледі.

Вакуумдау үшін тиісті электр жанаспалы манометр шешіліп алынады. Импульсты түтіктің босатылған ұшы осы 9-қосымшаның 1-суретінде көрсетілгендей вакуумдау сұлбасына қосылады.

Вакуумдау май багының жанындағы (І желіде) жабық вентильдерде және қалған ашық вентильдерде жүргізіледі.

Вакуумды сорғы ретінде қажет болғанда қоректендіруші агрегаттың вакуумды сорғыларының біреуі қолданылады.

1-сурет. Қоректендіруші агрегаттың тізбектерін испульсты түтік арқылы вакуумдау сұлбасы (жөндеу жұмыстары кезінде):

1, 5, 7, 8 – электромагнитті жетегі бар сильфонды вентильдер; 2 – электр жетегі бар май сорғысы; 3 – кері клапан; 4 – қайта қосу клапаны; 6 – механикалық жетегі бар сильфонды вентиль; 9 – импульсты түтік (басқару қалқанынан); 10 – ағызу багы; 11 – вакуумды сорғы

Егер агрегаттың вакуумды сорғысын пайдалану қондырғының жұмыс жағдайларына байланысты мүмкін емес болса, ондай жағдайда вакуумдау үшін қосымша вакуумды сорғы пайдаланылады.

Вакуумдау вакуумның 2,6 * 10² Па (2 сын. бағ. мм) жеткен сәтінен бастап, 1 сағат бойы жүргізіледі. Вакуумдау аяқталғаннан кейін ағып кетуіне сынақтан өткізу жасалады. Егер 30 минут ішінде ағып кету 1,3 * 10² (1 сын. бағ. мм) болмаса, сұлбаның вакуумдалған бөлігі іске қосылады.

Вакуумдау алдында айдау сорғысының корпусындағы майдың болуына көңіл бөлінеді.

Май багының жанындағы вентильді ашып, ағызу багына импульсты түтік арқылы 20 – 30 л майды қотаруды жүргізеді. Одан кейін ағызу багының кранын жауып, қорғасын түтікшесін импульсты түтіктен ажыратады және майдың ағының астында электр жанаспалы манометрді бұрап кіргізеді.

Қоректендіруді қалыпты сұлбасы қалпына келіп, 2-май сорғысын басқару автоматтыға ауыстырылады.

Ағып кетуге жасалған сынақтың қанағаттанарлықсыз нәтижелері болған кезде импульсты түтіктің бос ұшына құрғақ азоты бар баллон қосылып, 0,490 - 0,580 МПа (5 - 6 кгс/см²) жуық қысым беріледі. Тығыз емес жерлері ернемек түйіспелеріне сабынды көбікті құю арқылы анықталады. Тығыз емес жерді тапқаннан кейін қайта вакуумдау, ал одан кейін жоғарыда баяндалғандай маймен толтыру жүзеге асырылады.

Электромагнитті ауа клапанының ақаулықтары туралы вакуумды сорғыны қосқан кездегі тиісті вакуумметрлердің көрсеткіштері бойынша жорамалайды, олар не өзгеріссіз қалады, не болмаса өте баяу ұлғаяды. Ақаулы клапаны бар вакуумды сорғы ажыратылады.

Жарамсыз вакуумды сорғы бұзылып, тексеруге және жөндеуге ұшырайды. Агрегаттың жұмысын қондырғыда бар резервті вакуумды сорғы қамтамасыз етеді.

Сильфонды вентильдердің ақаулықтарына көлденең ағып кетулер немесе вентильдердің сильфонды элементтерінің зақымданулары жатады.

Көлденең ағып кетулер кезінде вентиль "жабық" деген күйінде майды (немесе ауаны) өткізеді.

Көлденең ағып кетулерді немесе сильфонның зақымдануын жою үшін вентиль бұзылып, тексеруге және жөндеуге ұшырайды. Сильфоны зақымдалған кезде вентиль сұлбадағы өзінің орналасуына байланысты сыртқа майды шығарады немесе ішке ауаны кіргізеді.

Зақымдалған сильфоны бар вентильдер агрегатты қарап тексерген кезде анықталады.

Қондырғының вакуумды бөлігіндегі зақымдалған сильфоны бар вентильдер тексергеннен кейін тиісті торапта вакуумның құлағаны бойынша анықталады.

Сұлбаның басқа элементтеріндегі тығыз емес жерлердің болмауы. Зақымдалған сильфоны бар вентиль ауыстыру және жаңа сильфонды дәнекерлеу үшін агрегаттан шешіліп алынады

4. Май сіңіруші агрегаттардың авариялық жұмыс режимдері

Агрегаттың авариялық жай-күйі туралы сигнал мынадай себептер бойынша қосылады:

1) кәбіл желісіндегі май қысымының айдау сорғысының ақаулығынан немесе сорғының өнімділігінен артып түсетін желіде майдың ағып кеткені үшін жол берілетін шектерден төмен түсіп кетуі;

2) қайта қосу клапандарын бапталуының бұзылуы немесе ақаулы болуы салдарынан олардың жұмысындағы іркілістер үшін желідегі қысымның жол берілетін шектерден жоғарылау;

3) желідегі майдың аса көп ағып кетуінің салдарынан айдау сорғыларының аса ұзақ уақыт бойы (3 - 5 минуттан артық) жұмыс істеу;

4) вакуумды жүйеде тығыздалмаған жерлердің пайда болуы немесе вакуумды сорғының ақаулығы салдарынан сақтау багындағы вакуумның құлауы;

5) желінің жекелеген элементтерінде майдың көп ағып кетуінің салдарынан сақтау багындағы май деңгейінің жол берілетін шектен төмендеп кетуі.

Желілердегі қысым жол берілетін шектерден түсіп кеткен барлық жағдайларда май сорғыларының жарамдылығы тексеріледі. Егер сорғылар жарамды болса, желідегі ағып кетулерді табу үшін шаралар қабылданады.

Сақтау багында вакуум құлаған кезде ауаны сорып шығаруды резервті сорғыға ауыстыру қажет. Вакуумның одан әрі төмендеуі сақтау багының өзіндегі тығыз емес жерлерді көрсетеді.

Желілерді топтық қоректендірген кезде қысым авариялық төмендеген кезде сильфонды вентильдер автоматты түрде электромагнитті жетекпен жабылады. Одан кейін кезекші персонал электромагнитті жетектері бар вентильдермен дәйекті түрде қосылған тиісті сильфонды вентильдерді жабады.

Май көп ағып кеткен кезде электромагнитті жетегі бар сильфонды вентильдердің іріктемелі емес жұмысы және жарамды желілердің зақымдалған желісімен бірге коллектордан ажырап кетуі орын алуы мүмкін. Ондай жағдайда кезекші персонал желілердегі манометрлердің көрсеткіштері бойынша зақымдалған желіні тауып, одан кернеуді авариялық түрде түсіреді және электромагнитті жетегі бар вентильдерді қолмен көтеріп, зақымдалмаған желілердегі қысымды көтереді.

Май сорғыларының жол берілмеуі тиісті ұзақ уақыт бойы жұмыс істеу туралы пайда болғанда бактағы май деңгейінің төмендегенін тексереді, ол кәбіл желісінің зақымдануын көрсетеді.

Бактағы май деңгейінің төмендеуі орын алмаған жағдайда, қайта қосу клапандарының магистральдерінде вентильдерді кезек кезекпен жауып, олардың жарамдылығын тексеру қажет.

Жарамсыз клапан анықталған жағдайда, соңғысы жөндеуге шығарылады.

Егер жоғарыда көрсетілген шаралармен сорғылардың үзіліссіз жұмыс істеуінің себептері анықталмаса, оларды қолмен басқаруға ауыстырады. Егер ажыратылған сорғылар кезінде желілердегі қысым күрт түспейтін болса, онда сорғы ақаулы болып табылады.

Коллектордағы қысым күрт түсіп кеткенде, кәбіл желілерінің жарамдылығын тексеру қажет.

5. Ұштағы құрылғылардағы ақаулықтардың құрылысы:

1) мысты тарамдау құбырларының ернемекті түйіспелерінде шағын ағып кетулер пайда болған кезде ернемекті түйіспелердің бұрандамаларын қыса түседі;

2) бұрандамалар тым қатты қысылған кезде кейде ернемектердің деформациясы байқалады, ал ол ернемекті түйсіпелердегі ауыспалы электр кедергісінің ұлғаюына және ернемектердің тарамдаушы мыс құбырларында айдалған токтардың аса қызуына әкеліп соғуы мүмкін.

Ернемекті түйіспелердің аса қызуының алдын алу үшін оған мыс шинасын ернемекті түйіспенің тартпалы бұрандамасының біреуінің астына қысып, оған шунт салады;

3) ернемекті түйіспелерде (металл асбестті төсем тұтастығының бұзылуы), тарамдаушы мыс құбырларының дәнекерленген тұтыс орнында немесе орындарында қатты ағып кету пайда болған, сондай-ақ ұштағы жалғастырғыштардың жоғары қысымдағы камераларының герметикалығы бұзылған (бакелитті цилиндрдің немесе оның тік қойылған дөңбек тығыздауыштары зақымдалған) кезде, майдың айтарлықтай ағып шығуымен және желідегі қысымның төмендеуімен бірге болатын осы барлық жағдайларда желіні ажыратып, жартылай тоқтатқышта айналма вентильді жабады және сол арқылы желідегі майдың едәуір шығындарының алдын алады. Жартылай тоқтатқыш құрылғыны (осы 9-қосымшаның 2-суреті) пайдаланған кезде болат құбыржолдан тарамдаушы құрылғылар мен ұштағы жалғастырғыштарға майдың шағын мөлшері өтіп кетеді;

4) айналма вентильді жапқаннан кейін зақымдалған учаскені жөндеу, тарамдау құбырындағы аққан орынды пісіріп дәнекерлеу, ұштағы жалғастырғышты ішінара немесе толық қайта монтаждау немесе зақымдалған фазада тарамдау құбырларын қайта монтаждау (төсемін ауыстыру арқылы) жүргізіледі.

Көрсетілген жөндеуден кейін тарамдау құрылғысы ұштағы жалғастырғыштармен бірге вакуумдалып, олардың герметикалығы (ауаның кіріп кетуі) тексеріледі және маймен толтырылады (қоректендіруші агрегаттан майды бере отырып, жартылай тоқтатқыштың айналма вентилі немесе жылжымалы газсыздандыру қондырғысынан жүйені алдын ала маймен толықтыру арқылы).

2-сурет. Жоғары қысымдағы желілердегі жартылай тоқтатқыш құрылғының құрылымы (үш фазалардың біреуінің тығыздалуы көрсетілген):

1 – сырғу сымы (тығыздама нығыздағышы арқылы өтетін жерде – алынып тасталған); 2- ауыспалы ернемек; 3 – жартылай тоқтатқыш құрылғының қаптамасы; 4 – тығыздама нығыздағышы; 5 – кәбіл; 6 – жартылай тоқтатқыш құрылғының бөлгіш диафрагмасы; 7 – алюминий сақиналары).

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 10-қосымша

Кезбе токтарды өлшеу

1. Кәбіл желілеріндегі өлшеулер кешеніне:

1) салыстырудың мыс-сульфатты электродына қатысты кәбілдер қаптамаларының әлеуеттерін;

2) кәбіл қабыршағы мен басқа да жер асты құрылыстары мен электрлендірілген көліктің рельстері арасындағы әлеуеттер айырмасын;

3) әлеуеттерді өлшеу жүргізілген дәл сол орындар мен тізбектердегі токтардың күші мен тығыздығының мәндерін және олардың бағыттарын өлшеу кіреді.

2. Кезбе токтардың әлеуеттерін өлшеу үшін 75-0-75 мВ; 0,5-0-0,5 В; 1-0-1 В; 5-0-5 В өлшеу шектері немесе көрсетілгендерге жақын шектері бар 1 В кемінде 20000 Ом ішкі кедергісімен вольтметр пайдаланылады.

Егер әлеуеттердің өлшенетін айырмалары 1 В аспаса, салыстырудың поляризацияланбаған мыс-сульфатты электроды қолданылады, әлеуеттердің айырмалары үлкен болғанда, металл электродтар (қадалар пайдаланылады.

3. Кезбе токтардың күрт өзгеретін сипаты оларды өлшеудің әдістемесіне мынадай талаптарды негіздейді.

Әрбір бақылау пунктінде өлшеулер әрбір 5 – 10 с сайын 10 – 15 минут бойы жүргізіледі.

Кезбе токтар жоқ аймақтарда әрбір нүктеде әлеуеттерді өлшеу уақыты 3 – 5 минутпен шектелген. Санау әрбір 15 – 20 с сайын жүргізіледі.

Өлшеу деректері бойынша әлеуеттер мен токтардың орташа мәндері айқындалады. Белгісі ауысатын аймақтарда орташа әлеуеттер әрбір полярлық үшін жеке саналады.

4. Кезбе токтардың өлшеулері көліктің (трамвайлар, электрлендірілген теміржол поездары) неғұрлым қарқынды қозғалысы сағаттарында жүргізіледі.

5. Кәбіл желілеріндегі кезбе токтардың өлшеулері әрбір кәбіл құдығында (қосу жалғастырғыштары орналасқан орындарда) зерттелетін трасса бойымен жүргізіледі.

6. Бақылау-өлшеу пункттерінің конструкциялары жергілікті жағдайларды ескере отырып, әртүрлі (қабырға үсті, жер асты) болады.

7. Жер асты құрылыстарының күрделі тораптары болған және кезбе токтар бір құрылыстардан басқаларға қайта ағып кеткен кезде кезбе токтардың өлшеулерін барлық мүдделі ұйымдар бір уақытта жүргізеді.

Осындай тәсілмен алынған өлшеулер деректері бірлесіп қаралғаннан және талданғаннан кейін тотығуға қарсы күрестің барынша негізделген және дұрыс шараларын белгілеуге мүмкіндік береді.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 11-қосымша

Топырақтардың, жер асты және басқа да сулардың коррозиялық қабілеттерін бақылау

1. Топырақтардың коррозиялық қабілеттерін бақылау сынамаларды:

1) топырақтардың агрессивті қасиеттеріне күдіктер бар орындарда (шым тезек жер, қара топырақ, сортаңдар, шлакпен, құрылыс қоқысымен ластанған жерлер);

2) кәбіл қаптамаларының тотығумен бұзылуы байқалған жерлерде (әсіресе кезбе токтар жоқ немесе олардың деңгейі төмен жерлерде);

3) жаңадан тартылатын кәбіл желілерінің трассалары бойынша іріктеп алу арқылы жүргізіледі.

Топырақтардың сынамаларын іріктеп алуды түрлі жөндеу жұмыстарының жерлерінен алу ұсынылады.

2. Топырақтың химиялық талдауға арналған сынамалары топырақтың біртекті сипатында әрбір 1000 м және біртекті емес сипатында әрбір 500 м сайын кәбілдің тартылу тереңдігінен іріктеліп алынады.

Шым тезек, қара жер, сортаңды және үйілген топырақтарда 300 – 500 м қашықтығында үш сынамадан алынады.

Бір сынаманың салмағы 500 г аспауы тиіс, сонымен қатар осы сынаманың 70 %-ы кәбілдің тартылу тереңдігіне және 15 %-дан түсі, құрамы және ылғалдылығы бойынша тән екі орында шурф немесе ор қабырғаларынан алынады. Барлық үш бөлігі араластырылып, сынаманың ластануына жол бермейтін нөмірленген жабық сауытқа салынады.

3. Трассада жер асты және басқа да сулары бар учаскелер болған кезде олардың коррозиялық қасиеттерін сынамалады іріктеп алу және талдау арқылы белгілейді.

Судың сынамасы алдын ала 2 - 3 рет іріктеліп алынатын сумен жуып шайылған сыйымдылығы 1 литр таза құрғақ шөлмектерге іріктеліп алынады. Шөлмектер қатты қыртысты немесе резеңке тығындарымен жабылады. Шөлмекке объектінің нөмірі, сынама нөмірі, іріктеп алынған жері мен күні көрсетілген затбелгі қадалады.

4. Топырақтардың, жер асты және басқа да сулардың кәбілдердің қорғасын қаптамасына қатысты коррозиялық белсенділігі ондағы сутекті рН иондарының шоғырлануы, органикалық және азот заттарының (нитрат иондардың) болуы және судың жалпы кермектігі (осы 11-қосымшаның 1 және 2-кестелері) бойынша айқындалады.

Топырақтардың, жер асты және басқа да сулардың кәбілдердің алюминий қаптамасына қатысты коррозиялық белсенділігі рН сутекті иондардың шоғырлануы, хлор және темір иондарының болуы (осы 11-қосымшаның 3 және 4-кестелері) бойынша айқындалады.

Топырақтардың, жер асты және басқа да сулардың коррозиялық белсенділігінің деңгейі химиялық талдау нәтижелерінің негізінде осы 11-қосымшаның 1 - 4-кестелерінде берілген нормаларға сәйкес белгіленеді.

5. Топырақтардың коррозиялық белсенділігін бағалауды болат үлгілерінің салмағын жоғалтуы және топырақтардың үлестік электр кедергісін айқындау арқылы жүргізуге болады.

Топырақтардың коррозиялық белсенділігін түрлі әдістермен айқындаған кезде тотығудың неғұрлым жоғары деңгейіне көрсететін көрсеткіш алынады.

6. Топырақтардың коррозиялық белсенділігін болат үлгілерінің салмағын жоғалтуы бойынша айқындау былайша орындалады:

1) үлгі ұзындығы 100 мм және ішкі диаметрі 19 мм болат құбыры болып табылады;

2) сынақтан өткізу алдында үлгінің үстіңгі беті тотықтықтан және қақтан корундты қабықшамен тазартылып, ацетонмен майсызданады, сүзгіш қағазбен кептіреді, бір тәулік бойы хлорлы кальций қосылған эксикаторда ұстайды және 1,1 г аспайтын қателікпен өлшейді;

3) үлгі биіктігі 110 мм және ішкі диаметрі 80 мм қаңылтыр құтыға салынады. Үлгіні құтының түбінен оқшаулау үшін оның бүйір жағының біреуіне 10 – 12 мм шығып тұратындай етіп резеңке тығынды енгізеді;

4) құты түтікшенің жоғарғы бетінен 5 мм төмен топырақпен толтырылады. Топырақ құтыдағы үлгіге тығыз жанасуды қамтамасыз ету үшін нығыздалады;

5) топырақтың үстіңгі бетінде сіңірілмеген ылғалдылық пайда болғанға дейін ылғалдандырылады. Сынақты бастағаннан кейін топырақты ылғалдандыруға жол берілмейді;

6) құтыға қысқыш құралдың көмегімен кернеуі 6 В тұрақты ток көзінің теріс полюсі, ал үлгіге – оң полюсі қосылады. Үлгі ток астында 24 сағат бойы болады;

7) токты ажыратқаннан кейін үлгі коррозия өнімдерінен 3 - 5А/дм² ток тығыздығы кезінде натрий қышқылының 8 %-дық гидратында катодты өңдеу арқылы мұқият тазартылады, дистилденген сумен жуып шайылады, кептіріледі және 0,1 г аспайтын қателікпен өлшенеді;

8) топырақтың коррозиялық белсенділігін бағалау мынадай деректерге сәйкес жүргізіледі:

Болат түтікшесінің салмағын жоғалтуы, г	1-ден кем	1-ден артық 2-ге дейін	2-ден артық 3-ке дейін	3-тен артық 4-ке дейін	4-тен артық
Топырақтардың коррозиялық белсенділігінің деңгейі	Төмен	Орташа	Жоғарылатылған	Жоғары	Аса жоғары

7. Топырақтардың коррозиялық белсенділігін бағалау олардың үлестік электр кедергісіне байланысты мынадай деректерге сәйкес жүргізіледі:

Топырақтардың жылдық ең аз үлестік кедергісі, Ом	100-ден артық	20-дан артық 100-ге дейін	10-нан артық 20-ға дейін	5-тен артық 10-ға дейін	5-ке дейін
Топырақтардың коррозиялық белсенділігінің деңгейі	Төмен	Орташа	Жоғарылатылған	Жоғары	Аса жоғары

1-кесте.

Кәбілдің қорғасын қаптамасына қатысты топырақтардың коррозиялық белсенділігі

рН	Компоненттердің құрамы, құрғақ ауа сынамасы салмағынан %		Коррозиялық белсенділігі
	Органикалық заттар (гумус)	Нитрат-иондар
6,5 - 7,5	0,0100 дейін	0,0001 дейін	Төмен
5,0 - 6,4	0,010 - 0,020	0,0001 - 0,0010	Орташа
7,6 - 9,0
0,5-ке дейін, 9,0-ден артық	0,0200 артық	0,0010 артық	Жоғары

2-кесте.

Кәбілдің қорғасын қаптамасына қатысты жер асты және басқа да сулардың коррозиялық белсенділігі

рН	Жалпы кермектігі, мг-экв/л	Компоненттердің құрамы, мг/л		Коррозиялық белсенділігі
		Органикалық заттар (гумус)	Нитрат-иондар
6,5 - 7,5	5,3 артық	20 дейін	10 дейін	Төмен
5,0 - 6,4	5,3 - 3,0	20 - 40	10 - 20	Орташа
7,6 - 9,0
5,0-ге дейін, 9,0-ден артық	3,0 дейін	40 артық	20 артық	Жоғары

3-кесте.

Кәбілдің алюминий қаптамасына қатысты топырақтардың коррозиялық белсенділігі

pН	Компоненттердің құрамы, құрғақ ауа сынамасы салмағынан %		Коррозиялық белсенділігі
	Хлор-ион	Темір ионы
6,0 - 7,5	0,001 дейін	0,002 дейін	Төмен
4,5 - 5,9
7,6 - 8,5	0,001 - 0,005	0,002 - 0,010	Орташа
4,5-ке дейін, 8,5-тен артық	0,005 артық	0,010 артық	Жоғары

4-кесте.

Кәбілдің алюминий қаптамасына қатысты жер асты және басқа да сулардың коррозиялық белсенділігі

рН	Компоненттердің құрамы, мг/л		Коррозиялық белсенділігі
	Хлор-ион	Темір ионы
6,0 - 7,5	5,0 дейін	1,0 дейін	Төмен
4,5 - 5,9
7,6 - 8,5	5,0 - 50	1,0 - 10	Орташа
4,5-ке дейін, 8,5-тен артық	50 артық	10 артық	Жоғары

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 12-қосымша

Кәбіл желілерінің болатты құбыржолдар тотығуын жоғары қысымнан қорғау

1. Жоғары қысымдағы болат құбыржолдардың агрессивті топырақтар немесе кезбе токтар болған кезде тотығудан белсенді қорғанысы болады.

2. Болат құбыржолдарының желілердің сенімді түрде қызмет ететін қорғанысын қамтамасыз ету үшін қажетті катодты поляризациясы құбыржолға бөгде көзден теріс әлеуетті беру арқылы жүзеге асырылады.

3. Протекторлық қорғаныс әдетте жеткіліксіз болады және электрлендірілген көліктің кезбе токтарының әсер ету аймақтарынан тыс орналасқан жекелеген желілерде (қалалық желілерден алыс орналасқан) қолданылады.

4. Жерге жалпы шағын өтпелі кедергісі бар жүйелердегі желілердің катодты поляризациясы үшін суретте көрсетілген катодты қорғаныс сұлбалары қолданылады. Катодты қорғаныс тәсілі құбыржолдың жерге тұйықталуында қосылатын кедергі арқылы түзетілген токты өткізу болып табылады (осы 12-қосымшаның 1-суреті, а).

1-сурет. Жоғары қысымдағы кәбілдің болат құбыржолының катодты поляризациясының сұлбасы:

а - қосымша резистормен; б – құбыржолдың соңғы учаскесіндегі ауыспалы ток көзімен.

Жерге қосылған кедергі қысқы тұйықталатын токтардың өтуіне есептелген және әдетте жалпы кедергісі 0,003 - 0,005 Ом қимасы 400 - 700 мм² жуық болатын тот баспайтын болаттан жасалған шинаны білдіреді.

Кедергінің конструкциясы қысқа тұйықталулардың әсеріне біршама берік.

Катодты қондырғы ретінде токты сатылы реттеуіші бар селенді түзеткіш пайдаланылады. Резистор ретінде ішіне кәбіл тартылған құбыржолдың өзінің бір бөлігі пайдаланылған (осы 12-қосымшаның 1-суреті, б). 75 - 100 А тогында қорғаныс әлеуетін жасау үшін қажетті құбыржол ұзындығы (құбыржолдың диаметрі 150 – 200 мм болғанда) шамамен алғанда 80 - 140 м болады.

5. Жерге үлкен жалпы өтпелі кедергісі бар жүйелерде (жеке-дара кәбіл желілерін қорғау үшін) түзеткішті және осы 12-қосымшаның 2-суретінде көрсетілгендей арнайы құрылатын анодты жерге тұйықтағышты пайдалану арқылы жасалған қорғаныс тәсілі тиімді және үнемді болып табылады.

2-сурет. Жеке-дара кәбіл желілеріне арналған болат құбыржолды катодты поляризациялау сұлбасы:

а – қорғаныс катодты қондырғылар кәбіл желісінің екі жақ ұшынан да қосылған; б – кәбіл желісінің аралық нүктесінде қосылған бір катодты қорғаныстан болатын құбыржол поляризациясы;

1 – ауыспалы ток көзі; 2 - вентиль; 3 – арнайы жерге қосу электроды.

Бұл ретте желінің ұшындағы қондырғылар қосалқы станцияларда қалыпты түрде жерге тұйықталған. Қорғаныс ауыспалы кедергілерінің (жерге) шамалары катодты қорғанысты есептеген және баптап реттеген кезде есепке алынатын аралық (бір немесе бірнеше) "қатты" тіреуіштер болғанда сенімді түрде жұмыс істейді.

Жергілікті жағдайларға байланысты катодты поляризация желінің бір нүктесінде жүзеге асырылады (осы 12-қосымшаның 2-суреті, б) немесе желінің екі жақ ұшында да қос катодты қорғанысты орнату талап етілуі мүмкін (осы 12-қосымшаның 2-суреті, а). Үш немесе одан да көп катодты станцияны орнату анағұрлым сирек қажет болады. Бұл ұзағынан тартылған кәбіл желілерінде (5 шақырымнан артық) немесе қорғайтын тотығуға қарсы жабындылары қатты зақымдалған желілерде ғана орын алады.

Болат құбыржолдар катодты поляризация тәсілімен қорғалған кезде желіде берілетін қорғаныс әлеуеттері осы 12-қосымшаның 1 және 2-кестелерінде келтірілген шамалардан аспайды.

6. Катодты қорғаныстың электрлі өлшемшарттары басында есептеп шығарылады және одан кейін оны баптап реттеген кезде нақтыланады.

Болат құбыржолды қорғауға арналған катодты станцияны есептеп шығару қорғалатын объектінің катодты жай-күйін қамтамасыз етуге қажетті ток пен көз кернеуін айқындауға негізделеді.

7. Тұрақты ток көзінің кернеуі мына өрнектен айқындалады

(9)

мұнда I_защ - қорғаныс станция тогы, А;

R_общ - құбыржол, анодты жерге тұйықтағыш және қосу өткізгіштері кедергілерінің қосындысына тең барлық қорғау жүйесінің электр кедергісі, Ом.

Құбыржолдың нағыз кедергісі мына өрнектен шығарылады

(10)

мұнда r_тр - болат құбыржолдың кедергісі (1 м ұзындыққа Ом);

r_защ - құбыржолдың оқшаулаушы қорғаныс жабындысының кедергісі (1 м ұзындыққа Ом);

I_защ тогы мына өрнектен шығарылады

(11)

мұнда U_защ - жерге қатысты 0,3 + 0,5 В тең ең аз әлеует;

L - қорғалатын болат құбыржол ұзындығы, м.

8. Катодты станцияны баптап реттеген кезде құбыржолдағы қорғаныс әлеуеттері бірқатар нүктелерде (әдетте екі-үш) конструкциялары осы 12-қосымшаның 3-суретінде көрсетілген арнайы сыртқа шығарылған өткізгіштердің көмегімен бақыланады.

Пайдалану процесінде анодты жерге тұйықтағыш пен құбыржолдың қорғаныс жабындыларының шамалары едәуір өзгеретіндіктен (анодты жерге тұйықтағыштар бүлініп, қорғаныс жабындыларының тұтастығы бұзылады), болат құбыржолдан сыртқа шығарылған бақылау өткізгіштері катодты станцияның әрекетін ағымдағы қосымша баптап реттеу үшін де пайдаланылады.

3-сурет. Әлеуеттерді өлшеу үшін болат құбыржолдан сыртқа шығарылатын өткізгіш конструкциясы:

1 – тотығуға қарсы қорғаныс; 2 – оқшауландырғыш төлке; 3 - битум; 4 – құйма шойын қорабы; 5 – кірпіш қалау; 6 – болат құбыр; 7 – күшейтілген битум жабындысы; 8 – болат өзек; 9 - құбыржол

4-сурет. Қорғаныс жабындылардың жергілікті зақымданған жерлерін табу сұлбасы:

1 – кәбіл құдығы; 2 – жерге тұйықтау; 3 – ажыратып қосқыш (арасында қосылатын); 4 – 30 В батарея; 5 - вольтметр; 6 - миллиамперметр;

7 - қозғалмайтын электрод; 8 -ішкі кедергісі үлкен вольтметр (шамамен алғанда 100000 Ом); 9 - өлшеу процесінде трасса бойымен жылжытылатын электрод; 10 - қорғаныс жабындысы бар кәбіл желісінің құбыржолы; 11 - кәбіл желісі бойымен өлшенген әлеуеттер диаграммасы.

9. Қорғаныс жабындылары тұтастығының айтарлықтай жергілікті бұзылуы пайда болған жағдайларда, олар анықталып қалпына келтіріледі. Болат құбыржолдардағы тотығуға қарсы жабындылардың жергілікті зақымдалған жерлерін анықтау сұлбасы осы 12-қосымшаның 4-суретінде көрсетілген.

Тұрақты токтың 20 - 100 В кернеуі болат құбыржолдың қабырғасы (сыртқа шығарылатын бақылау өткізгіштері пайдаланыла алады) мен анодты жерге тұйықтағыш (немесе ауыспалы кедергісі төмен басқа жерге тұйықтағыш) арасында қолданыла алады.

Құбыржол үстіндегі жердің үстіңгі бетінде екі электродтар (қуыс бұрғылар) арасындағы әлеуеттердің айырмасымен өлшенеді, оның біреуі 7 қозғалмайды, ал екіншісі 9 құбыржолдар бойымен тасымалданады. Әлеуеттерді өлшеу үшін ішкі кедергісі үлкен вольтметр 8 (1 В-қа 100 кОм) пайдаланылады.

Егер батареяны қосу вольтметр көрсеткіштерінің өзгеруіне алып келмесе, жабынды зақымдалмаған деп есептеледі. Қозғалмалы электрод жабындының зақымдалған жерінің немесе құбыржол учаскесінің нашар қорғалған учаскесінің үстінде орналасқан кезде батарея қосылған кезде вольтметр үлкен ауытқушылықты көрсетеді (осы 12-қосымшаның 4-суретінің кестесі).

10. Катодты қорғаныс қондырғыларын пайдаланған кезде мынадай талаптар сақталады:

1) катодты станция үзіліссіз әрекет етеді;

2) айына бір рет манометрлер бойынша май қысымдарын жазған кезде бір уақытта катодты станциялардың сыртқы қарап тексеруді, дренажды кәбілдердің қосылу тығыздығын, жерге тұйықтау контурының тұтастығын, оның және түзеткіш контактілерінің қызуын тексеруді жүргізу керек;

3) катодты станцияның әрекет етуінің тиімділі мен дұрыстығы қорғаныс әлеуеттерін қорғау пункттерінде жылына кемінде 1 рет өлшеу арқылы тексеріледі;

4) әлеуеттерді өлшеулер ішкі кедергісі 1 В-қа кемінде 20000 Ом болатын вольтметрмен жүзеге асырылады;

5) жылына бір рет токтың ағып жайылуының кедергісін өлшеу арқылы анодты жерге тұйықтағыштың жай-күйі тексеріледі;

6) түзеткіштер орнатылған үй-жайлардың температурасы +35

С аспайды;

7) түзеткіштерді күткен кезде зауыттық нұсқаулықтардың талаптары сақталады.

11. Тотығудан электрлі қорғау қондырғыларында (катодты станциялар, электродренаж) аспаптарда қызыл белгімен қорғаныс тоғы мен әлеуеттерінің шекті жол берілетін шамалары көрсетіледі.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 13-қосымша

Кәбіл желілерін тотығудан қорғау тәсілдері

1. Кәбілдерді тотығудан қорғаудың негізгі тәсілдерінің бірі электродренаж – металды тосқауыл болып табылады, оның көмегімен кәбіл қабыршағындағы кезбе токтар рельстерге, сорып шығару пункттеріне немесе тікелей трамвай қосалқы станцияларының теріс шиналарына бұрылады.

Электродренаж кәбілдер қабыршақтарына теріс әлеует береді, соның нәтижесінде олардан жерге кезбе токтардың ағып жайылуы және сол арқылы қабыршақтардың электролитті тотығуы процесі тоқтатылады.

Электродренаждың үш түрі бөлініп көрсетіледі.

Тікелей электродренаж (екі жақты өткізгіштігі бар дренаж құрылғысы) қорғалатын кәбіл желілеріне рельстерден (немесе қосалқы станциялардың теріс шиналарынан) токтардың ағып жайылу мүмкіндігі жоққа шығарылатын жағдайларда қолданылады.

Поляризацияланған дренаж (бір жақты өткізгіштігі бар дренаж) қорғалатын кәбіл әлеуеті рельстерге немесе тарту қосалқы станциясына қатысты оң немесе белгісі өзгермелі болып табылатын, сондай-ақ "кәбіл-рельстер" әлеуетінің айырмасы "кәбіл-жер" әлеуетінің айырмасынан көп болған жағдайларда қолданылады.

Күшейтілген электродренаж рельстердің әлеуеттері қорғалатын кәбілдердің қабыршақтарындағы әлеуеттерден асып түскен және кәбіл желісінде бір уақытта қауіпті (анодты) аймақ болған кезде қолданылады.

Қорғау шарттары бойынша қорғау әлеуетінің белгілі бір шамасын ұстап тұру талап етілгенде, автоматты электродренаж қолданылады.

Кәбіл желілеріндегі электродренаж кәбіл қабыршақтарын тотығудан қорғауды қамтамасыз ететін дренаж тогының ең аз шамасында жүзеге асырылады және қабыршақтан ағып түсетін токтар ең аз болатын жерлерде желілерде белгіленеді.

Электродренаж трамвай желісінің өзгерген жұмыс режиміне байланысты, сондай-ақ басқа жер асты құрылыстарында (байланыс кәбілдерінде, газ құбырларында және т.б.) электр қорғаныстарын орнатқаннан кейін бақыланады және реттеледі.

2. Катодты қондырғылар электрлі дренажды орнату техникалық-экономикалық есептерге сәйкес (мысалы, кәбіл желілерінің электродренажды ықтимал қосу орындарынан қашықтықта орналасуына байланысты) мүмкін емес немесе орынсыз болған жағдайларда кәбіл желілерін электр тотығуынан қорғау, сондай-ақ жалаң металды қабыршақтары бар кәбілдерді немесе қорғаныс жабындылары (кәбіл жіптері, бронь таспасы) бұзылған кәбілдерді қорғау үшін қолданылады.

Катодты қондырғының әрекет еті қағидаты катодты қондырғыға жерден ағып кіретін токтардың есебінен қорғалатын кәбілде теріс әлеуетті жасау болып табылады.

Кәбілдердегі тотығуға қарсы жабындылар олардан кезбе токтардың өтуіне жол бермесе, катодты поляризациялау тәсілімен қорғау қолданылмайды.

Кәбілдердің (қорғаныс және алюминий қабыршақтарымен) катодты поляризациясы оларда жасалатын әлеуеттердің салыстыру электродтарына қатысты (абсолютті шамасы бойынша) осы 13-қосымшаның 1-кестесінде көрсетілген мәндерден кем емес және осы 13-қосымшаның 2-кестесінде көрсетілген мәндерден артық емес болатындай жүзеге асырылады.

Күштік кәбілдерінің катодты поляризациясы оның көршілес жер асты металды құрылыстарына зиянды әсері жоққа шығарылмайтындай етіп жүзеге асырылады.

3. Протекторлық қорғаныс топырақтық үлестік кедергісі 20 Ом*м кем және анодты аймақтардың ұзақтығы үлкен емес, кәбілдер қабыршақтарындағы оң әлеуеттің мәндері 0,2 - 0,3В аспайтын кезде, сондай-ақ кәбіл қабыршақтарын топырақ коррозиясынан қорғау бір уақытта қажет болған кезде кәбілдерді шағын анодты және белгісі ауысатын аймақтарда электр коррозиясынан қорғау үшін қолданылады.

4. Ток бұрғыштар (тосқауылдар) анодты (тікелей ток бұрғыштар) және белгісі ауыстырылатын (поляризацияланған ток бұрғыштар) аймақтарда тотығудан қорғаудың қосалқы шарасы ретінде ғана электр коррозиядан қорғау үшін қолданылады.

5. Кәбілдерді кезбе токтардың әсерінен қорғаудың электрлік әдістері бір уақытта топырақ коррозиясынан қорғаудың пәрменді қорғанысы болып табылады, өйткені кәбілдер қабыршақтарына жіберілетін теріс әлеует топырақ коррозиясы кезіндегі металдың үстіңгі бетіндегі микро- және макроэлементтердің зиянды әсерін басуға мүмкіндік береді.

6. Электрлік қорғаныс шараларынан басқа кәбілдер қабыршақтарының тотығудан бұзылуының алдын алу жөніндегі мынадай іс-шаралар жүзеге асырылады:

1)- кәбіл желілері трассаларын кәбілдердің металды қабыршақтарына бұзушылық әсер ететін қалдықтар мен қоқыстардың түрлі түрлерімен ластауға тыйым салу;

2) кәбіл желілерінің астындағы және үстіндегі топырақты қабыршақтарға химиялық бейтарап жермен ауыстыру;

3) кәбіл желілерін агрессивті топырақтар бар аймақтардан алып тастау (ауыстыру);

4) кәбілдерді оқшауландырушы кәрізде (арналарда, блоктарда, туннельдерде, битум құйылған қораптарда және т.б.) тарту;

5) тотығуға қарсы арнайы жабындылары бар кәбілдерді немесе пластмассалық қабыршақтардағы кәбілдерді қолдану.

1-кесте

Ең аз поляризациялау (қорғау) әлеуеттері

Металл құрылыстары	Ең аз поляризациялау (қорғау) әлеуеттерінің мәндері, В, поляризацияланбайтын электродтарға қатысты		Орта
сутекті	мыс-сульфатты
Болат	-0,55	-0,85	Кез келген
Қорғасын	-0,20	-0,50	Қышқыл
Қорғасын	-0,42	-0,72	Сілтілі
Алюминий	-0,55	-0,85	Кез келген

2-кесте

Ең көп поляризациялау (қорғау) әлеуеттері

Металл құрылыстары	Қорғаныс жабындылары	Ең аз поляризациялау (қорғау) әлеуеттерінің мәндері, В, поляризацияланбайтын электродтарға қатысты		Орта
		сутекті	мыс-сульфатты
Болат	Қорғаныс жабындысымен	-0,80	-1,10	Кез келген
Болат	Қорғаныс жабындысы жоқ	Шектелмейді		Кез келген
Қорғасын	Қорғаныс жабындысымен және ондай жабындысыз	-0,80	-1,10	Қышқыл
		-1,00	-1,30	Сілтілі
Алюминий	Ішінара зақымдалған жабындысымен	-1,08	-1,38	Кез келген

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 14-қосымша

Өнеркәсіпте дайындалатын электрлі тотығудан қорғау құралдары

Атауы	Түрі	Номиналды қуаты, кВт	Номиналды түзетілген кернеу, В	Номиналды түзетілген ток, А
Катодты қорғаныстың автоматты станциясы	ПАСК-1,2-48/24	1,2	48/24	25/50
Дәл сол	ПАСК-3,0-96/48	3,0	96/48	31/62
-"-	ПАСК-5,0-96/48	5,0	96/48	52/104
Катодты станция	ПСК-1,2-48/24	1,2	48/24	25/50
-"-	ПСК-2,0-96/48	2,0	96/48	21/42
-"-	ПСК-3,0-96/48	3,0	96/48	31/62
-"-	ПСК-5,0-96/48	5,0	96/48	52/104
-"-	КСГ-500-1	0,5	50	10
-"-	КСК-1200-1	1,2	60	20
Поляризацияланған электродренаж	ПГД-200	-	-	200
Дәл сол	ПД-ЗА	-	-	500

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 15-қосымша

Алюминий қабыршақтарындағы төмен қысымды кәбілдерді тотығудан қорғау ерекшеліктері

1. Алюминий қабыршақтарындағы пайдаланудағы кәбілдердің тотығу қауіптілігі мыналарды:

1) алюминий қабыршағының қорғаныс жабындысының жерге (берені жоқ кәбілдер үшін) немесе бронь таспасына (берені бар кәбілдер үшін) қатысты оқшаулануының кедергісінің мәндерін;

2) кәбіл қабыршағындағы кебе токтардың болуын айқындау нәтижелерінің негізінде белгіленеді.

Егер кәбілдің алюминий қабыршағының қорғаныс жабындысының оқшаулануы кедергісінің өлшенген мәні (қорғаныс жабындысының түріне қарамастан) 15 килоОм километр (бұдан әрі – кОм*км) кемді құраса, ондай учаскелер қорғау жөніндегі іс-шаралардың (қорғаныс жабындыларының зақымдалған жерлерін табу және оларды жөндеу, электрохимиялық қорғанысты қолдану) өткізілуін талап етеді.

2. Барлық анықталған ақаулықтар жойылғаннан кейін қорғау жабындыларының оқшаулануы кедергісінің мәні 15 кОм^.км артық болса, онда электрохимиялық қорғаныс талап етілмейді, керісінше жағдайда топырақтың коррозиялық белсенділігінің деңгейіне қарамастан электрохимиялық қорғаныс жасалады.

3. Кәбілдердің алюминий қабыршақтарын қоршаған ортаның коррозиялық әсерінен және жердегі кезбе токтардан қорғау күшейтілген қорғау жабындылары бар (шланг үлгісіндегі) кәбілдерді қолдану есебінен қамтамасыз етіледі және қосымша іс-шаралар ретінде ғана электрлік әдістер көзделеді.

Алюминий қабыршақтарды электр тотығуынан қорғау үшін электрлі дренаждар мен катодты станциялар қорғаныс әлеуеттерін берілген шектерде автоматты түрде ұстап тұруды қамтамасыз етеді.

4. Контактілі коррозияның алдын алу үшін кәбіл желілерін құрған және жөндеген кезде алюминий қабыршағының қосу жалғастырғыштарының металды корпустарымен және мысты тосқауылдармен және жалғастырғыштардың "мойындарының" жанындағы қабыршақтың жалаң учаскелерінің дәнекерлеп пісірілген жерлерін сенімді оқшаулау орындалған.

5. Қорғаныс жабындылары оқшаулануының кедергісін бақылау жергілікті нұсқаулықтармен белгіленген мерзімдерде кәбілді тарту жағдайларын ескерумен кезең-кезеңмен жүргізіледі.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 16-қосымша

Кәбіл желілеріндегі майдың жай-күйі

1-кесте

Ортаның ең аз температурасы

Қоршаған орта температурасы	Мынадай маркалардағы майлары бар төмен қысымдағы желі		Мынадай маркалардағы майлары бар жоғары қысымдағы желі
	МН-3, МН-4	МНК-2	С-110, С-220	ВК-21
Кәбіл желісінің бүкіл ұзындығы бойынша ең аз рұқсат етілген, төмен емес, С	0	-20	0	-5
Ұштағы жалғастырғыштардың және қоректендіруші бактардың ашық қондырғысына (жылытусыз) ең аз рұқсат етілген ауа температурасы, С	-25	-45	-15	-20

2-кесте

Май қысымдарының параметрлері мен қоректендіруші құрылғының түрі

Кәбіл конструкциясы	Қысым параметрлері, МПа (кгс/см2)			Қоректендіруші құрылғының түрі
	ұзақ рұқсат етілетін қысым	өтпелі режимдердегі қысқа уақыттағы қысым	авариялық ажыратудағы қысым
Төмен қысымды:
1970 ж. дейін шығарылған	0,0245 - 0,147	0,0148 - 0,294	0,0102 (0,11)	Қоректендіру бактары
	(0,25 - 1,5)	(0,15 - 3,0)		Қысым бактары
қорғасын қабыршағында	0,0245 - 0,294	0,0148 - 0,590
	(0,25 - 3,0)	(0,15 - 6,0)	0,0102 (0,11)	Қысым бактары
алюминий қабыршағында	0,0245 - 0,49	0,0148 - 0,980
	(0,25 - 5,0)	(0,15 - 10)	0,0102 (0,11)	Қысым бактары
Орташа қысымды:
1970 ж. дейін шығарылған.	0,0245 - 0,294	0,0148 - 0,590
	(0,25 - 3,0)	(0,15 - 6,0)	0,0102 (0,11)	Қысым бактары
Жоғары қысымды:
1970 ж. дейін шығарылған	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,78 (8,0)	Қоректендіруші агрегат
110 кВ	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,490 (5,0)	Қоректендіруші агрегат
220 кВ және одан жоғары	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,785 (8,0)

1-сурет. Дәрежені айқындауға арналған абсорбциометр сұлбасы:

1 – вакуумды сорғы; 2 - вакуумметр; 3 – манометрлік шамның жалғағышы; 4 – ілме сомын; 5 – сорып шығару вентилі; 6 - ернемек; 7 - өлшеуіш стакан; 8 – май қотару вентилі; 9 – майдың ағызу вентилі; 10 – майды беру вентилі

3-кесте

Майдың диэлектрлік шығындары бұрышы тангенсінің мәні
(100

С кезінде)

Кәбіл желілерінің жұмыс мерзімі	Майдың tg d мәні, %, номиналды кернеуге кәбілдің мәні, кВ
110	150 - 220	330 - 500
Іске қосқан кезде 1	0,5/0,8	0,5/0,8	0,5
Пайдалануда болған:
алғашқы 10 жылда	3,0	2,0	2,0
20 жылға дейін	5,0	3,0	-
20 жылдан аса	5,0	5,0	-
1 Алымында тұтқырлығы орташа майлардың, ал бөлімінде – тұтқырлығы аз майлардың tg d көрсетілген

2-сурет. Май сынамаларын іріктеп алуға және тасымалдауға арналған ыдыс:

1 – ыдыстың жұмыс сыйымдылығы; 2 – берік кептелген крандар; 3 – түтіктерді қосуға арналған вакуумды резеңкеден жасалған ұштықтар

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 17-қосымша

Кәбілдерді сынау әдістемесі

1. Май толтырылған кәбіл желілерін сынақтан өткізген кезден желідегі май қысымы осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес ұзақ уақыт бойы рұқсат етілген қысымдар шегінде.

2. Желілерді сынақтан өткізген кезде кернеу фазалардың біреуіне беріледі, қалған екі фаза жерге тұйықталады. Жоғарылатылған түзетілген кернеуімен сынақтан өткізген кезде кәбілдің сынақтан өткізілетін тарамына қондырғының теріс полюсі қосылады. Кернеуін арттыру бірсарынды (1 - 2 кВ/с) жүргізіледі, бұл ретте ұштағы жалғастырғыштар бойынша тәжі мен разрядтарына, сондай-ақ оқшаулау арқылы ағатын токтарға (ағып жайылу токтарына) қадағалау жасалады.

3. Ағып жайылу токтарын өлшеулер тәж токтары мен бүкіл сынақтан өткізілетін сұлбадағы түрлі паразитті токтар есебінен дәлсіздіктердің алдын алу мақсатында сынақтан өткізетін қондырғыны кәбілмен қосатын аспап пен өткізгішті бір уақытта экрандау арқылы жоғары қысым жағында қосылған аспаптың көмегімен жасалады.

Жалғастырғыштың үстіңгі бөлігіндегі тәж үшін ағып кету тогын өлшеудегі дәлсіздік сынақтан өткізу кернеуі берілетін экранды (осы 17-қосымшаның 1-суреті) қолдану арқылы жойылады. Қажет болған жағдайда, ұштағы жалғастырғыштардың оқшауландырғыштарына сақтау сақиналарын салу арқылы олар бойынша өтетін үстіңгі ағып кету токтары үшін дәлсіздіктерді жою жөніндегі шаралар қабылданады.

4. Кәбіл желісін сынақтан өткізген кезде ток серпілістері айда болса немесе ағып кету токтары ұлғаятын болса, сынақты тағы да 5 - 10 мин жалғастыру қажет. Ағып кету тогы одан әрі артқанда немесе ток серпілістері ұлғайған кезде сынақтан өткізуді тоқтатып, ол туралы ауданның электр желісінің немесе электр станциясының бас инженерін хабардар етеді.

5. Кәбіл желілерін сынақтан өткізу жөніндегі жұмыстарға наряд ресімделеді.

Сынақтарды өткізу тәртібі мынадай:

1) электр станциясының кезекші инженерінің немесе диспетчердің нұсқауы бойынша желі ажыратылады, ток жеткізетін шиналар ұштағы жалғастырғыштардан ажыратылып, желінің барлық элементтері мұқият қаралып тексеріледі және оқшаулағыштарды тазарту жүргізіледі;

2) желінің қарама-қарсы ұшында қадағалаушы адамды қояды, ол желіні сынақтан өткізген кездегі ұштағы жалғастырғыштарда болатынның бәрін қадағалайды;

3) сынақтан өткізу сұлбасын жинайды және сынақтарды өткізеді;

4) сынақтардан кейін кәбіл разрядталуы тиіс. Разрядканы кернеуді қарнақпен немесе шектеуші резистор арқылы арнайы жерге тұйықтаушы пышақтармен (сынақтан өткізу қондырғысында бар) алғаннан кейін 1 – 2 мин кейін жүзеге асырады.

1-сурет. Ағып кету токтарын өлшеулерде дәлсіздіктерді жоюмен сынақтан өткізу сұлбасы:

1 – сынақтан өткізу қондырғысынан экрандалған сым; 2 – микроамперметр;

3 – аспап пен кәбілге баратын өткізгішті экрандау; 4 – ұштағы жалғастырғыштардың оқшауландырғыштарындағы сақтау сақиналары; 5 – жалғастырғыштардың бастиектеріне арналған экрандаушы қалпақтар; 6 – сынақтан өткізілетін кәбіл; 7 – экрандарды қосу үшін пайдаланылатын кәбіл

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 18-қосымша

Майдың ағып кету орнын айқындау әдістемесі

К3 және К7 құдықтарының (осы 18-қосымшаның 1-суреті) арасындағы желідегі майдың ағып кету орнын айқындау үшін К5 құдығында кәбілді қатыру жүргізіледі. Одан кейін 1 – 1,5 сағат бойы әрбір 5 мин сайын К3 және К7 құдықтарында манометрлердің көрсеткіштерді алынып отырады. Егер манометр (мысалы К7 құдығында) желідегі қысымның тұрақты төмендеуін (К5 және К7 құдықтарының арасындағы учаскеде) көрсетіп, К3 құдығындағы манометрдің көрсеткіштері өзгеріссіз қалса, тиісінше майдың ағып кетуі К5 және К7 құдықтарының арасындағы желі учаскесінде орын алып отыр. Одан кейін К6 құдығында кәбілді қатыру жүргізіліп, жоғарыда көрсетілгендей манометрдің көрсеткіштері алынады. Егер К7 құдығындағы манометрдің көрсеткіштері өзгеріссіз қалса, ал К3 құдығындағы манометр қысымның тұрақты төмендеуін көрсетсе, ол майдың ағып кетуі К3 және К6 құдықтарының арасындағы желі учаскесінде орын алғанын айғақтайды.

1-сурет. Майдың ағып кету орнын айқындау сұлбасы:

1 – құдық; 2 – манометр; 3 – қосу жалғастырғышы; 4 – кәбіл

Бұрын белгілі болғандай, К3 және К5 құдықтарының желі учаскесінде майдың ағып кетуі жоқ. Тиісінше ағып кету К5 және К6 құдықтарының арасында орын алып отыр. Майдың ағып кету орнын неғұрлым дәл айқындау К5 және К6 құдықтарының арасындағы учаскеде кәбіл трассасын дәйекті ашу, кәбілді қатыру және майдың ағып кететін орнынан біртіндеп жақындау арқылы жүргізіледі.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 19-қосымша

Қабылдау-тапсыру құжаттамасының тізбесі

Кәбіл желісін пайдалануға тапсырған кезде мынадай құжаттама ұсынылады:

1) кәбілді өндіруші зауытпен және пайдаланушы ұйыммен түзетілген және келісілген, құрамында тотығуға қарсы қорғаныс жөніндегі іс-шаралар бар кәбіл желісінің жобасы;

2) жалғастырғыштарды орналастыру орындары көрсетілген трассаның атқарушылық сызбасы және желілердің атқарушылық профильдері, сызбаларда оларда орналасқан барлық жабдықтары дәл көрсетілген құдықтардың, туннельдердің, ұштағы учаскелердің, қоректендіруші пункттердің сызбалары;

3) кәбіл желісінің трассасын келісу жөніндегі материалдар;

4) кәбілдер мен жалғастырғыштарды, сондай-ақ қоректендіруші аппаратураны зауыттық сынау хаттамалары;

5) атанақтардағы кәбілдердің жай-күйі туралы актілер;

6) монтаждалған жалғастырғыштардың саны мен түрлері, оларды монтаждау күні, электр монтерлерінің тектері, секциялардың ұзындықтары, атанақтар нөмірлері мен құрылыс ұзындықтарының нөмірлері көрсетілген кәбілдік журнал;

7) кәбілдердің барлық жер асты коммуникациялармен қиылыстары мен жақындасқан жерлері көрсетілген құрылыс және жасырын жұмыстар актілері;

8) кәбіл жалғастырғыштарын монтаждау актілері;

9) кәбіл желісін тартқаннан кейін жоғарылатылған кернеумен сынақтан өткізу хаттамасы;

10) жобаға сәйкес коррозиялық ізденістер нәтижелері (кәбіл желісі трассаларының топырақтарын оған тән учаскелер және кезбе токтарды өлшеулер бойынша талдау хаттамалары, әлеует диаграммалары);

11) кәбіл мен қоректендіруші аппаратураның атқарушылық биіктік белгілері (төмен қысымдағы 110 - 220 кВ желілер үшін);

12) қорғаныс жабындыларын сынақтан өткізу хаттамалары;

13) желінің барлық элементтерінен майларды сынақтан өткізу нәтижелері;

14) сіңіру сынақтары мен төмен қысымды елілердегі майдың еркін ағуына арналған сынақтар нәтижелері;

15) жоғары қысымдағы желілерде қоректендіруші агрегаттарды байқап көру және сынақтан өткізу нәтижелері;

16) қысымның дабыл қағу жүйесін тексеру нәтижелері;

17) ұштағы жалғастырғыштарды автоматты жылыту құрылғыларын сынақтан өткізу нәтижелері;

18) фазалар бойынша ток бөлінісін өлшеу нәтижелері;

19) кәбілдер тарамдарының жұмыс сыйымдылығын өлшеу нәтижелері;

20) кәбілдер тарамдарының белсенді кедергісін өлшеу нәтижелері;

21) оқшауландыру кедергісін өлшеу нәтижелері;

22) құдықтар мен ұштағы жалғастырғыштарды жерге тұйықтау кедергісін өлшеу нәтижелері;

23) өрт қауіпсіздігінің автоматты стационарлық қондырғыларын тексеру және сынақтан өткізу актісі;

24) тарту процесіндегі тарта қысу күштерін бақылау хаттамасы;

25) кәбіл желісінің барлық элементтерінің түгендеме тізімдемесі.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 20-қосымша

Паспорттың мазмұны

1. Май толтырылған кәбіл желісінің паспорты мынадай бөлімдерді қамтиды:

1.1. Желінің конструкциялық деректері.

1.2. Желінің техникалық деректері.

1.3. Желінің пайдалану деректері.

2. "Кәбіл желісінің конструкциялық деректері" деген бөлімде мыналар келтіріледі:

2.1. Кәбілдің типі, қимасы және номиналды кернеуі.

2.2. Желінің ұзындығы ме,н тізбектер саны.

2.3. Желінің мекенжайы.

2.4. Желіні уақытша және өнеркәсіптік пайдалануға енгізу күні.

2.5. Желідегі майдың мөлшері.

3. "Кәбіл желісінің техникалық деректері" деген бөлімде мыналар келтіріледі:

3.1. Кәбіл желісін тарту туралы мәліметтер:

кәбілі бар атанақтар нөмірлері;

кәбілдің құрылыс ұзындықтары;

құрылыс ұзындығының салмағы;

құдықтардың нөмірлері;

секциялардың, тізбектердің нөмірлері және фазалардың атауы;

тартылған күні;

тарта қысу күштері;

тарту шарттары;

тартуға жауапты адамның тегі, аты, әкесінің аты (егер ол жеке басын куәландыратын құжатта көрсетілген болса) және лауазымы;

тартуға жауапты адамның қолы.

3.2. Желі трассасының ол өтетін көшелер мен тұйық көшелері, құдықтардың, қоректендіруші пункттердің, ұштағы жалғастырғыштардың орналасқан жерлері көрсетілген сұлбасы.

3.3. Желі бойынша абсолютті белгілердің шамалары көрсетілген желі трассасының профилі.

3.4. Құдықтар орналастырылған көшелер мен тұйық көшелер көрсетілген желі трассасының атаулы тізімі.

3.5. Бақылау кәбілі трассасының сұлбасы мен кәбілдік конструкциялық деректері.

3.6. Желінің фазаларға бөліну сұлбасы.

3.7. Қоректендіруші аппаратура орналасқан жерлерді, олардың саны мен типі көрсетілген май сіңіру жүйесінің сұлбасы.

3.8. Желінің электрлік сипаттамалары (фазалар бойынша сыйымдылығы, тарамдар мен оқшаулануының кедергісі, сынақтан өткізген кездегі ағып кету токтары, ИКЛ аспабы бойынша кәбіл желісінің ұзындығы).

3.9. Кәбілдің әрбір секциясының, әрбір фазасының сіңіру сынақтарының нәтижелері туралы мәліметтер.

3.10. Жалғастырғыштардың нөмірлері, кәбілдің құрылыс ұзындықтарының (ұштарының) нөмірлері, жалғастырғыштардың орналасқан (монтаждалған) орны, жалғастырғыштардың зауыттық нөмірлері, тізбек пен фаза атаулары, монтаждалған күні, монтаж басшыларының және монтерлердің тектері мен аты-жөндері көрсетілген қосқыш, тоқтатқыш және жартылай тоқтатқыш жалғастырғыштарды монтаждау туралы деректер.

4. "Кәбіл желісінің пайдалану деректері" деген бөлімде мыналар келтіріледі:

4.1. Желіні герметикалыққа жүктеп сынақтан өткізу нәтижелері.

4.2. Өлшеу күні және жүктеме тогы көрсетілген ток жүктемелерін өлшеу нәтижелері.

4.3. Кәбілдердің қызу температурасын өлшеу нәтижелері.

4.4. Зақымданған күні, орны және себебі көрсетілген кәбіл желісінің зақымдануы туралы мәліметтер.

4.5. Жөнделген күні көрсетілген кәбіл желісін жөндеу туралы мәліметтер.

4.6. Құрылған күні, тексеру орны мен мәндері көрсетілген май қысымының телесигнализациясы құрылғыларын тексеру туралы мәліметтер.

4.7. Май сіңіру жүйесін реттеу туралы мәліметтер.

4.8. Жерге тұйықтау контурын өлшеу күні мен кедергісінің мәндері көрсетілген жерге тұйықтау кедергілерінің мәндерін тексеру туралы мәліметтер.

4.9. Кезбе токтарды бақылау жөніндегі мәліметтер.

4.10. Жер жұмыстары туралы мәліметтер.

Кернеуі 110 киловольттан жоғары күштік кәбілдік желілерді пайдалану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 21-қосымша

Тігілген полиэтиленнен жасалған оқшаулауышы бар кәбілдер негізінде жоғары кернеудің кәбіл желілерінің температурасын мониторингтеу

Жүктеме жиі өзгеріп тұратын қазіргі жағдайларда жоғары кернеудің кәбіл желілері кәбіл желісінің бүкіл ұзына бойы оның ішінде болып жатқан жылу процестерін үнемі бақылауда ұстауды талап етеді. Тігілген полиэтиленнен жасалған оқшаулауышы бар кәбілдер үшін бұл әсіресе өзекті. Бұл тігілген полиэтиленге температураның тіпті қысқа уақытта асыра әсер етуінің өзі полиэтиленнің оқшаулаушы қасиеттерінің өзгеруіне алып келетінімен байланысты екені белгілі.

Тігілген полиэтиленнен жасалған кәбілдерде температураны бақылаудың заманауи шешімдерінің бірі - оптикалық талшықтағы жарықтың кері шашырауына негізделген мониторинг жүйелерін пайдалану Оптикалық талшықтар не күштік кәбілге тікелей кіріктіріліп, не кәбілге сыртынан бекітіліп, бүкіл кәбіл трассасының ұзына бойы температураның қисық сызығын тіркеп отыруға мүмкіндік береді.

Тұтастай алғанда, температуралық мониторинг жүйелері мейлінше күрделі – мұнда оптикалық электроника саласындағы әзірлемелер пайдаланылады. Жалпы жұмыс қағидаты мен пайдаланылатын физика заңдары бір – оптикалық жарық өткізгішке қуатты лазер импульстарының сәулесі таратылады, содан кейін кері (Рамановский) шашыраудың спектрлік құрамы өлшенеді – оқшау температураның әсерінен шыны талшықтарының қасиеттері өзгерген жағдайда нақты жердегі өзгеру температурасы айқындалады.

Сырттай қарағанда мониторинг жүйесі – бұл таған, оған лазерлік сәуле шашырату және өлшеу, сигналдарды өңдеу және сақтау блоктарын қоса алғанда, аппаратура блоктары, үздіксіз қорек көзі, монитор, пернетақта және кәбіл желісінен келетін оптикалық талшықтарды қосу үшін оптикалық тарату қорабы орнатылады.

Ұсынылатын мониторинг жүйелерінің бәрі ақпаратты диспетчерлік пункттерге беру мүмкіндігімен нақты уақыт режимінде қызып кеткен жерлерді және температураның жол берілетін мәндерінен асып кетуді айқындайды.

Ұсынылатын мониторинг жүйелерінің бәрі жоғары кернеулі кәбіл желілерінің ұзына бойы температура таралуының "тарихи" деректерінің негізінде олардың қызмет етуінің қалған мерзімін айқындау мүмкіндігі үшін деректерді жинақтайды.

Талшықты оптика саласындағы соңғы ғылыми әзірлемелдерді және ресейлік әзірлеушінің құны жағынан бастыстық аналогтарымен салыстыруға болатын бірегей бағдарламалық-аппараттық кешенін пайдалану есебінен ПТС үлгісіндегі жүйелердің техникалық сипаттамалары өте жақсы. ПТС-1000 базалық жиынтығында әзірлеуші ұзындығы 10 км желілер үшін бір арнаны (бір фазаны) өлшеу уақыты - 2 минут болады деп кепілдік береді (рұқсат берілген температура 0,1

С - осы 21-қосымшаның 1-кестесінен, онда ПТС-1000 техникалық сипаттамалары келтірілген. Іске асырылған технология XLPE-кәбілге монтаждалған көпмодалы оптикалық талшықтың көмегімен рұқсат етілген қабілеті 1 метр 40000-нан астам нүктеде жоғары вольтты СПЭ-кәбілдің бүкіл ұзына бойы нақты уақыт режимінде динамикалық температуралық деректерді жинауды қамтамасыз етеді.

ПТС үлгісіндегі мониторинг жүйесінің өнімділігі мен сенімділігі жоғары – істен шыққанша жұмыс істеуі 11 жыл. Отандық жағдайларды ескерсек, деректер беру жүйесіне бейімделуі ПТС жүйесінің жағымды тұсы болып табылады. Өзара іс-қимыл жасаудың ыңғайлы интерфейсі орыс тілінде орындалған. Бағдарламалық кешенді әзірлеу кезінде лицензиялық бағдарламалық қамтамасыз ету пайдаланылған.

Мониторинг жүйесі конструкциялық материалдардың технологиялық ерекшеліктеріне байланысты тігілген полиэтиленнен жасалған жерасты кәбілдерді пайдаланудың негізгі үш проблемалы мәселесін шешуге мүмкіндік береді, бұл мәселелер біршама дәрежеде кәбілдің қызмет ету мерзімін айқындайды:

1) кәбіл өзінің номиналды жұмыс температурасынан асты ма; егер асса - онда қаншалықты ұзақ және қай жерде;

2) кәбіл өзінің жол берілетін ең жоғары температурасынан асты ма; егер асса - онда қаншалықты ұзақ және қай жерде;

3) егер кәбіл температурасы өзінің ең жоғары есептік температурасына жеткен жағдайда, кәбілге түсетін жол берілетін электр жүктемесін болжау.

Осы ақпаратқа ие бола отырып, пайдаланушы ұйым жоғары вольтты кәбіл қызметінің қалған мерзімін бағалауға мүмкіндік алады.

"ПТС-1000" жоғары кернеудің кәбіл желілерін мониторингтеу жүйесі:

1) пайдаланудың нақты жағдайларында кәбілдің жай-күйін бағалау үшін дәл температуралық деректермен қамтамасыз етеді;

2) жоғары вольтты кәбілдің бүкіл ұзына бойы температура таралуының тарихи деректерінің негізінде оның қызметінің қалған мерзімін айқындауға мүмкіндік береді;

3) жүктемені динамикалық басқару жүйелері үшін қолданыстағы температура мәндерін ұсынады;

4) оқшау қызып кеткен жерлерді және кәбіл температурасының жол берілетін мәндерінен асып кетуді айқындайды;

5) кәбіл тоннелінде немесе құбыржолда өрт туындайтын жерлерді ерте анықтауды қосымша қамтамасыз етеді;

6) жоғары вольтты кәбілдің ішіндегі оптикалық талшықтың жай-күйін бақылауды жүзеге асыруға мүмкіндік береді;

7) жоғарыда көрсетілген деректерді ақпараттық тұтыну және деректер жинау орындарына автоматты түрде беруді қамтамасыз етеді;

8) жүйені қашықтан басқаруды жүзеге асыруға, жүйені қайта конфигурациялау, бағдарламаларды қайта калибрлеу немесе қашықтан өзгерту мүмкіндігін береді.

1-кесте.

ПТС-1000 жүйесінің негізгі техникалық сипаттамалары

Сипаттамалардың атауы	Сипаттаманың мәні
Температураны өлшеу диапазоны	-40 С-тан +300 С дейін
Температура өлшеудің жол берілетін абсолютті қателігінің шегі	1 % аспайды
Арнаны (бір фазаны) өлшеу уақыты	2 мин
Температуралық рұқсат	тіпті 0,1 С дейін
Әрбір арнаға өлшеу саласы	10 км дейін
Тұтынылатын қуаты	500 Вт аспайды
Датчиктің талшықты-оптикалық кәбілі	Multimode GI 50/125
Интерфейстер	Ethernet (негізгі), USB, MODBUS, модем, RS232, RS485
Операциялық жүйе	ОС Windows XP (ішіне орнатылған)
Деректерді сақтау стандарты	80 ГБ қатты диск және CD диск салғыш
Кезбе ток көзінің қорек параметрлері:
Кернеу	120/240В АС
Жиілік	50/60 Гц
Пайдаланудың жұмыс шарттары:
Қоршаған ауа температурасы	+20 С-тан +40 С дейін
Қоршаған ауаның қатысты ылғалдылығы	< 90 %
Габариттері (ұзындығы х ені х биіктігі)	600 х 2010 х 800 мм
Салмағы	120 кг аспайды
Межеленген қызмет мерзімі	кемінде 5 жыл

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 28-қосымша

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және электр желілері объектілерін, сондай-ақ желілерге қосылатын электр желісі шаруашылықтарының объектілерін пайдалану процесінде, жаңадан салу, техникалық қайта жарақтандыру және реконструкциялау кезінде тұйықтаушы құрылғылардың жай-күйін бақылауды жүргізуге арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) қайталама жабдық – релелік қорғаудың және электр автоматикасының, аварияға қарсы автоматиканың; технологиялық процесті автоматтандырылған басқару жүйесінің; диспетчерлік басқарудың автоматтандырылған жүйесінің; ақпаратты жинау мен беру жүйесінің; электр энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған ақпараттық-өлшеу жүйесінің; өтрке қарсы жүйенің; күзет сигнализациясының; бейнебақылаудың аппаратурасы (құрылғылары); жедел тұрақты ток жүйесі; 0,4 киловольт (бұдан әрі - кВ) ауыспалы токтың меншікті мұқтаждары жүйесі; қосалқы жабдықтың басқару және сигнализация жүйелері; қуат жабдығын диагностикалау жүйесі, бақылау кабельдері;

2) тұйықтау – желінің, электр қондырғысының немесе жабдықтың қандай да бір нүктесін тұйықтаушы құрылғымен әдейі электрлік қосу;

3) тұйықтаушы құрылғы - тұйықтаушының және тұйықтаушы өткізгіштердің жиынтығы;

4) тұйықтаушы - жермен тікелей немесе аралық өткізгіш орта арқылы электрлік байланыста болатын өткізгіш бөлік немесе өткізгіш бөліктердің өзара қосылған жиынтығы;

5) тұйықтаушы өткізгіш - тұйықталатын бөлікті (нүктені) тұйықтағышпен қосатын өткізгіш;

6) жерге тұйықталу - кернеудегі ток жүретін бөліктер мен жердің арасындағы кездейсоқ электрлік байланыс;

7) нөлдік әлеует аймағы (қатысты жер) - қандай да бір тұйықтағыштың әсер ету аймағынан тыс жатқан, электрлік әлеуеті нөлге тең деп қабылданатын жер бөлігі;

8) жайылу аймағы (оқшау жер) - тұйықтағыш пен нөлдік әлеует аймағы арасындағы жер аймағы;

9) жасанды тұйықтағыш - тұйықтау мақсаттары үшін арнайы орындалатын тұйықтағыш;

10) тұйықтағыштардың коррозиясы – тұйықтағыш материалының химиялық өзгеруі (ең алдымен, оның қышқылдануы), ол сыртқы орта мен тұйықтағыштан түсетін ауыспалы және тұрақты токтардың қатысуымен орын алады;

11) тұйықтаушы құрылғыдағы кернеу – тұйықтағышқа ток кіретін нүкте мен нөлдік әлеует аймағы арасында туындайтын кернеу;

12) жанасу кернеуі – оларға адам немесе жануар бір уақытта тиіп кеткен кезде екі өткізгіш бөліктің арасындағы немесе өткізгіш бөлік пен жердің арасындағы кернеу;

13) қадам кернеуі – бір бірінен адам қадамына тең деп қабылданатын 1 метр (бұдан әрі – м) қашықтықта жер бетіндегі екі нүкте арасындағы кернеу;

14) күтілетін жанасу кернеуі – адам немесе жануар тимей тұрған кезде бір уақытта жанасуға болатын өткізгіш бөліктер арасындағы кернеу;

15) ашық өткізгіш бөлік – электр қондырғысының жанасуға болатын өткізгіш бөлігі, ол қалыпты түрде кернеуде болмайды, алайда негізгі оқшаулауышы зақымдалатын болса, кернеуде болуы мүмкін;

16) тұйықтаушы құрылғының тірек нүктесі – тұйықтаушы құрылғыдағы ток неғұрлым жиі кіретін жер болып табылатын нүкте, трансформаторларлың нейтральдарының тұйықталу орындары осындай нүкте болуы мүмкін;

17) әлеует жоғарылатушы ток – тұйықтағыштан жерге түсетін және тұйықтаушы құрылғыда кернеу туындататын ток;

18) статикалық электр заряды – тікелей байланыс кезінде немесе олар мейлінше аз қашықтыққа біршама жақындаған кезде электрстатикалық әлеуеттері әртүрлі денелер арасындағы электр зарядының импульсті ауысуы;

19) тұйықтаушы құрылғыдағы әлеуеттердің айырмасы – шағын станцияда қысқа тұйықталу кезінде тұйықтаушы құрылғының әртүрлі нүктелері арасында туындайтын, бойлық токтардан және тұйықтаушы жүйе өткізгіштерінің тойтарысынан туындаған әлеуеттер айырмасы;

20) тұйықтаушы құрылғының тойтарысы – тұйықтаушы құрылғыдағы кернеудің тұйықтағыштан жерге түсетін токқа қатынасы;

21) бейэквиәлеуеттің тойтарысы – электр қондырғысының тұйықтаушы құрылғысындағы кез келген екі нүкте арасындағы тұйықтаушы құрылғыдағы ток кіретін нүктелер арасынан өтетін токқа жатқызылған әлеует айырмасы;

22) жерге тұйықталу тогы – тұйықталу орнындағы жерге түсетін ток;

23) әлеуеттерді теңестіру – әлеуеттерінің теңдігіне қол жеткізу үшін өткізгіш бөліктерді электрлік қосу;

24) әлеуеттерді теңестіру жүйесі – өткізгіш бөліктердің және әлеуеттерді теңестірудің қосушы өткізгіштерінің жиынтығы;

25) электрмагнитті кедергіге орнықтылық (бұдан әрі – кедергіге орнықтылық) – техникалық құралдың әрекет ету немесе жасалу қағидатына жатпайтын кедергілерден қорғаудың қосымша құралдары болмаған кезде техникалық құралдың параметрлерінің мәндері регламенттелетін сыртқы кедергілер әсер еткенде жұмыс істеудің берілген сапасын сақтау қабілеті;

26) құрылымы әртекті жердің барабар үлестік тойтарысы: құрылымы біртекті жердің үлестік электрлік тойтарысы, онда тұйықтаушы құрылғының тойтарысы құрылымы әртекті жердегідей мәнге ие болады;

27) техникалық құралдардың электрмагниттік үйлесімділігі (бұдан әрі – ТҚЭМҮ) – техникалық құралдың берілген электрмагниттік жағдайда берілген сапада жұмыс істеу және басқа техникалық құралдарға жол берілмейтін электрмагниттік кедергі жасамау қабілеті;

28) электрмагниттік жағдай – кеңістіктің берілген саласында жиілік пен уақыт диапазондарындағы электрмагниттік құбылыстардың, процестердің жиынтығы;

29) электрмагниттік кедергі – техникалық құралдың жұмыс істеу сапасын нашарлататын немесе нашарлатуы мүмкін электрмагниттік құбылыс, процесс.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

4. Әдістемелік нұсқауларда шағын станциялар мен әуе желілері тіреулерінің тұйықтаушы құрылғыларын бақылау және сынау әдістері, тесіп орнатылатын сақтандырғыштардың және фаза-нөл тізбегін (1000 Вольтқа (бұдан әрі – В) дейінгі қондырғыларда) пайдалану процесінде және жаңадан тұрғызылатын немесе реконструкцияланатын тұйықтаушы құрылғыларды пайдалануға қабылдау кезінде тексеру әдістері келтірілген, сондай-ақ мұндай жағдайда қолданылатын аспаптар көрсетілген.

Тұйықтаушы құрылғылардың сипаттамалары қызмет көрсетуші персоналдың электр қауіпсіздігін қамтамасыз ету талаптарына сай келеді әрі қалыпты және авариялы жағдайларда электр қондырғыларының мынадай пайдалану функцияларын қамтамасыз етеді:

1) жерге қысқа тұйықталудан релелік қорғаудың әрекеті;

2) шамадан тыс кернеуден қорғаудың әрекеті;

3) найзағай токтарын топыраққа бұру;

4) жұмыс токтарын (бейсимметрия токтарын) бұру;

5) төмен вольтты тізбектер мен жабдықтардың оқшаулағышын қорғау;

6) қайталама тізбектерге электр магниттік әсерді төмендету;

7) жерасты жабдықтар мен коммуникацияны токтың артық жүктемесінен қорғау;

8) жерге қатысты әлеуеттерді тұрақтандыру және статикалық электрден қорғау;

9) жарылыс және өрт қауіпсіздігін қамтамасыз ету.

5. Тұйықтаушы құрылғылардың жай-күйін сипаттайтын негізгі параметрлер мыналар болып табылады:

1) тұйықтаушы құрылғылардың тойтарысы (шағын станциялардың, электр станцияларының электр қондырғылары мен әуе желілерінің тіреулері үшін);

2) тұйықтаушы құрылғыдан қысқа тұйықталу тогы жерге түскен кезде ондағы кернеу;

3) жанасу кернеуі (әуе желілерінің тіреулерінен басқа, бейтараптығы тиімді тұйықталған 1 кВ жоғары электр қондырғылары үшін).

6. Тұйықтаушы құрылғылардың қосымша сипаттамалары тұйықтаушы құрылғылар элементтері қосылыстарының сапасы мен сенімділігі, элементтер қимасы мен өткізгіштігінің Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 наурыздағы № 230 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10851 болып тіркелген) Электр қондырғыларын орнату қағидаларының (бұдан әрі – Электр қондырғыларын орнату қағидалары) талаптарына және жобалық деректерге сәйкестігі, коррозиялық бұзылудың қарқындылығы болып табылады, оның пайдалану процесіндегі жай-күйін бағалау осылардың көмегімен жүргізіледі.

7. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес бейтараптығы оқшауландырылған 1 кВ дейінгі электр қондырғыларындағы тұйықтаушы құрылғыларды бақылау үшін тесіп орнатылатын сақтандырғыштарды тексеру, ал бейтараптығы бітеу тұйықталған 1 кВ дейінгі электр қондырғыларында фаза-нөл тізбегін тексеру жүргізіледі.

8. Тұйықтаушы құрылғылардың параметрлерін тексеру кезеңділігі мынадай:

1) тұйықтаушы құрылғыларды толық көлемде тексеру - 12 жылда 1 реттен сиретпей;

2) жүргізілген жұмыстар нәтижесінде тұйықтаушы құрылғылардың өзгеруі ықтимал бөлікте - электр станцияларында, шағын станциялар мен электр беру желілерінде монтаждаудан, қайта орнатқаннан және күрделі жөндеуден кейін;

3) тұйықтаушы құрылғылары жанасу кернеуіне арналған нормалар бойынша орындалған электр қондырғыларында жанасу кернеуін өлшеу - тұйықтаушы құрылғыларды монтаждаудан, қайта орнатқаннан және күрделі жөндеуден және қысқа тұйықталу токтары өзгергеннен кейін, бірақ 6 жылда 1 реттен сиретпей (өлшеу табиғи тұйықтағыштар мен әуе желілерінің тростары қосылып тұрған кезде орындалады);

4) найзағайдан қорғау құрылғыларының жай-күйін тексеру - күркіреу маусымы басталардың алдында жылына бір рет;

5) тесіп орнатылатын сақтандырғыштар мен фаза-нөл тізбегін тексеру - 6 жылда 1 реттен сиретпей.

9. Объект аумағында қысқа тұйықталу немесе оған байланысты авариялық жағдайлар орын алған кезде авария аймағында және оған іргелес жатқан тұйықтаушы құрылғылар учаскелерінде тұйықтаушы құрылғыларды тексеру жүргізіледі.

10. Реконструкцияланғаннан кейін, әсіресе объектіге электронды және микропроцессорлы құрылғылар орнатылған кезде тұйықтаушы құрылғылардың жай-күйін тексеру жүргізіледі.

11. Тұйықтаушы құрылғылардың тойтарысын өлшеу және жанасу кернеуін айқындау үшін көптеген жылдар бойы бірқатар аспаптар пайдаланылып келеді, олар қолданылу саласымен, өлшенетін мәндердің диапазондарымен, схемаларымен, кедергіге төзімділігімен, өлшеу тогының жиілігімен ерекшеленеді.

12. Соңғы жылдары әзірленген аспаптардың қысқаша сипаттамалары, өлшеу және бақылау құралдары туралы деректер осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес пайдаланылады.

2-тарау. Тұйықтаушы құрылғылардың жай-күйін тексеру әдістері

13. Пайдалануға беру кезінде және пайдалану процесінде тұйықтаушы құрылғылардың жай-күйін бақылау тұйықтаушы құрылғылар элементтерінің орындалуын, тұйықтағыштардың тұйықтаушы құрылғылармен және табиғи тұйықтағыштардың тұйықтаушы құрылғылармен қосылуын, тұйықтаушы құрылғылардың жерде жатқан элементтерінің коррозиялық жай-күйін, тұйықтаушы құрылғыдан қысқа тұйықталу тогы жерге түскен кезде ондағы кернеуді,тесіп орнатылатын сақтандырғыштардың жай-күйін, бейтараптығы бітеу тұйықталған 1 кВ дейінгі электр қондырғыларындағы фаза-нөл тізбегін тексеру, сондай-ақ электр қондырғыларының тұйықтаушы құрылғыларының, әуе желілерінің тіреулері тұйықтағыштарының тойтарысын және жанасу кернеуін өлшеу жолымен жүзеге асырылады.

14. Электр қондырғыларын орнату қағидаларына сәйкес көзбен шолып тексеру монтаждаудың сапасын және тұйықтағыш өткізгіштер қимасының жобаға сәйкестігін бақылау мақсатында жүргізіледі.

15. Өткізгіштердің қимасын өлшеу штангенциркульмен жүргізіледі. Өлшенген қима есептік қимамен салыстырылады. Тұйықтағыш өткізгіштердің қимасы S_тө шаршы миллиметр (бұдан әрі – мм²) мына формула бойынша айқындалады:

, (1)

мұнда: I_з – жерге қысқа тұйықталу тогы (қысқа тұйықталған тұстан жерге кететін ток), А(6-35 кВ шағын станцияларының ашық тарату қондырғысы (бұдан әрі – АТҚ) үшін - жерге қосарлама қысқа тұйықталу тогы

, 110-1150 кВ шағын станцияларының АТҚ үшін - бір фазалы ҚТ тогы

);

- жерге қысқа тұйықталудың ажырау уақыты, секунд (бұдан әрі – с) (негізгі қорғаудың әрекет ету уақыты және ажыратқыштың жұмыс істеу уақыты).

16. Трансформаторлардың бейтараптығынан, қысқа тұйықтағыштардан, шунттаушы және доға сөндіргіш реакторлардан тұйықтағыш өткізгіштерге назар аударылады. Қима осы шағын станцияға арналған ең жоғары мән бойынша айқындалады.

17. Коррозияның салдарынан қиманың азаюы ең алдымен тікелей топырақ үстінде орын алады, сондықтан пайдалану процесінде тұйықтаушы құрылғыларды бақылау кезінде топырақты шамамен 20 сантиметр (бұдан әрі – см) қаза отырып, тұйықтаушы өткізгіштерді таңдап тексеру жүргізіледі.

18. Үлкен тереңдікте, сондай-ақ дәнекерленген қосылыстарда өткізгіштердің коррозиялық зақымдануы жанасу кернеуін өлшеу және металл байланыстарды тексеру кезінде анықталады.

19. Егер шағын станцияның тұйықтаушы құрылғыларына әуе желісінің күркіреуден қорғау тросы қосылатын болса, онда трос арқылы өтетін ток мынаған тең болуы мүмкін:

1) 0,2

болат тростар үшін;

2) 0,7

болат-алюминий тростар үшін (мұнда

- шағын станцияға жақын орналасқан тексерілетін ӘЖ-дегі бір фазалы қысқа тұйықталу тогы, оны тиісті АТҚ-дағы қысқа тұйықталу тогына тең деп қабылдауға болады).

20. Қысқа тұйықталуды ажыратудың уақыты 1 с-ға тең болғанда күркіреуден қорғау тростарының әртүрлі маркалары үшін I_доп (кА) шекті жол берілетін токтары осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаның 1-кестесінде келтірілген.

21.

уақыты өзге болған жағдайда, I_доп тогы мына формула бойынша айқындалады

(2)

мұнда I_доп - қысқа тұйықталуды ажырату уақыты 1 секундқа тең болғанда күркіреуден қорғау тростарының әртүрлі маркалары үшін I_доп рұқсат етілетін, килоампер (бұдан әрі – кА);

- қысқа тұйықталуды ажыратудың өзге уақыты, с.

22. Тұйықтаушы құрылғыларды көзбен шолып бақылау кезінде бұрандалы қосылыстарды тексеру жүргізіледі. Бұрандалы қосылыстар сенімді бұралған, контргайкамен және пружиналы шайбамен жабдықталған.

23. Тұйықтаушы құрылғылардың нақты схемасын айқындау кезінде алдын ала электр қондырғысының қуат жабдығын орналастырудың жұмыс жоспары жасалады. Жоспарға мыналар масштабпен енгізіледі:

1) тұйықталуға тиіс ғимараттарды және бөлек тұрған жабдықтарды қоса алғанда, электр қондырғысының бүкіл аумағы;

2) тұйықтаушы құрылғылардың магистралі және оған қуат жабдығының қосылу нүктесі;

3) кабель арналары, құдықтар, құбыржолдар;

4) қоршаулар;

5) автомобиль және жаяу жүргіншілер жолдары.

Жоспар-схеманың үлгісі осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 1-суретінде келтірілген.

24. Топырақта жасанды тұйықтағышты төсеу трассаларын айқындау өлшеу кешенімен жүзеге асырылады. 400 Герц (бұдан әрі - Гц) ауыспалы ток көзі (бұдан әрі - АТК) зерттелетін электр қондырғысының тұйықтаушы құрылғыларының аумақта шашыраңқы орналастырылған екі нүктесіне қосылады. Пайдалану жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес өлшеу аппаратурасының жұмыс қабілетін тексеру және оны калибрлеу жүргізіледі.

25. Магниттік өрістің кернеуін өлшегіштің (бұдан әрі - ИПМ) көмегімен АТК ажырап тұрған кезде электр қондырғысының аумағындағы магниттік өрістің сәулелену аясы айқындалады:

1) топырақ деңгейінде;

2) тұйықтау шиналарының жабдықтарға қосылған тұстарында;

3) кабель арналарының үстінде, кабель астауларының астында;

4) құбыржолдар төселген жерлерде және қуат кабельдері мен ақпараттық кабельдердің ғимараттан шығатын тұстарында.

26. Магниттік өрістің сәулелену аясының ең жоғары мәні тіркеледі. Кейіннен пайдалы сигналдың магниттік өрісінің деңгейі ең жоғары ая деңгейінен кемінде 10 есе жоғары болуы үшін АКТ тогының мәні белгіленеді.

27. Топырақты қазбай магистральды тұйықтауды төсеу трассасы айқындалады. Бұл үшін АТК тұйықтаушы құрылғылардың бір-бірінен алшақ орналастырылған әртүрлі нүктелеріне қосылады және ИПМ көмегімен айқындалып, жоспарға төселген тұстар мен тік және көлденең тұйықтағыштардың қосылған тұстары енгізіледі.

28. Жабдықтың тұйықтаушы құрылғымен жерасты және жерүсті (берен және кабель қабықшалары, нөлдік сымдар, құбыржолдар мен металл конструкциялары арқылы) байланысы айқындалады.

АТК тармақтарының бірі тұйықтаушы құрылғыға қосылады, ал екіншісі тиісінше тұйықталуға тиіс жабдықтың тұйықтаушы өткізгіштеріне қосылады. Белгіленген байланыстар жоспарға енгізіледі.

Көлденең тұйықтағыштар мен жерасты байланыстардың төселу тереңдігі айқындалады. Бұл үшін ИПМ датчигінің көмегімен жер бетінде Н₁ кернеуінің мәні тіркеледі. ИПМ датчигі жер үстінен h₁ биіктігіне көтеріледі, онда ИПМ индикаторы Н₁ 0,5 мәнін көрсететін болады. Тұйықтағыш шинасының төселу тереңдігі I_з = h₁.

Тұйықтаушы құрылғының нақты схемасын айқындау үлгісі осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшада келтірілген.

29. Жабдықтың тұйықтаушы құрылғымен байланысу қосылыстарын және металл байланыстарын тексеру:

1) трансформаторлар бейтараптарын тұйықтау тізбектерінде;

2) қысқа тұйықтағыштарды тұйықтау тізбегінде;

3) шунттаушы және доға сөндіргіш реакторлардың тұйықтау тізбектерінде;

4) күркіреуден қорғау тростарының ашық тарату құрылғыларының тіреулерімен және конструкцияларымен қосылған тұстарында;

5) тұйықтаушы жабдықтың тұйықтаушы құрылғымен қосылған тұстарында жүзеге асырылады.

30. Байланысу қосылыстары тексеріп қарау, тоқылдатып ұрып көру, сондай-ақ өтпелі тойтарыстарды көпірлермен, микроомметрлермен және амперметр-вольтметр әдісімен өлшеу арқылы тексеріледі.

31. Байланыстардың тойтарыс мәні нормаланбайды, алайда практикада тұйықтағышқа сапалы қосу өтпелі тойтарыс 0,05 Ом (бұдан әрі - Ом) аспаған жағдайда қамтамасыз етілетіні белгіленген.

32. Тұйықтаушы құрылғысы бар жабдықтың металл байланыстарын тексеру жұмыс орындарында да, жұмыстан тыс орындарда да орындалады. Егер тұйықтаушы өткізгіш тұйықтаушы құрылғыға қосылмаған (байланыс жоқ) болса, кернеудің өлшенген мәні жабдықтың көршілес корпустарында өлшенген мәндерден бірнеше есе өзгеше болады.

33. Кернеуі 220 кВ және одан жоғары шағын станцияларда ашық тарату құрылғыларының және трансформатор бейтараптығының тұйықталған тұсының арасындағы металл байланысының тойтарысы қосымша тексеріледі. Жанасу кернеуін өлшегіш қолданылған жағдайда, мұндай өлшеу мынадай схема бойынша жүргізіледі: аспаптың Т₂ және П₂ тармақтары трансформатор бейтараптығының тұйықталу нүктесімен қосылады, ал Т₁ және П₁ тармақтары ашық тарату құрылғыларының тұйықтағышымен қосылады.

Егер тойтарыс 0,2 Ом мәнінен аспайтын болса, байланыс қанағаттанарлық деп есептеледі.

34. Энергия объектілерінің тұйықтаушы құрылғылары топырақ коррозиясы мен қысқа және қосарлы тұйықталу токтарының жерге бірлесіп әсер етуіне ұшырайды. Үлкен токтардың әсері табиғи және жасанды тұйықтағыштардың істен шығуын жылдамдатады.

Энергия объектілерінде әдетте мыналар істен шығады:

1) шаруашылық сумен жабдықтау және авариялық өрт сөндіру құбырлары;

2) тікелей топырақтың үстінде, топыраққа кіретін тұстардағы тұйықтаушы өткізгіштер;

3) топырақтағы дәнекерленген қосылыстар;

4) көлденең тұйықтағыштар;

5) тік электродтардың төменгі ұштары.

Істен шығу оқшау, жергілікті, жалпы деп бөлінеді.

35. Тұйықтаушы өткізгіштердің оқшау коррозиялық зақымдануы тексеріп қарау кезінде (негізінен топырақты қазып), сондай-ақ жанасу кернеуін өлшеу және металл байланысын тексеру кезінде анықталады.

36. Жергілікті коррозия өткізгіштің бетінде жекелеген, кейде көптеген ойықтар немесе кратерлер түріндегі зақымданудың пайда болуымен сипатталады, олардың тереңдігі мен көлденең мөлшері бір миллиметрдің үлесі мен бірнеше миллиметр аралығында болады және соған мөлшерлес болады.

37. Жалпы коррозия коррозиялық белсенділік жоғары топырақтарда пайда болады.

38. Жаппай коррозия үшін өткізгіштің өн бойынан металдың ішіне дейін біркелкі жайылып, элементтің көлденең қимасы мөлшерінің тиісінше кішіреюі тән. Коррозия өнімдерін механикалық түрде алып тастағаннан кейін металдың беті кедір-бұдыр болып қалады, бірақ көрнекі ойықтар, коррозия нүктелері немесе жарықтар болмайды.

39. Коррозиялық тозу дәрежесін сандық бағалау тұйықтаушы құрылғының (бұдан әрі – ТҚ) бақыланатын элементінің учаскелерін таңдап алу арқылы коррозия түріне тәуелді болатын өзіне тән мөлшерлерді өлшеу жолымен жүргізіледі. Бұл мөлшерлер элементтің бетінен коррозия өнімдері алып тасталғаннан кейін айқындалады.

40. Жаппай коррозия кезінде өткізгіштің көлденең қимасының штангенциркульмен өлшенетін желілік мөлшері (диаметрі, қалыңдығы, ені) коррозияға тән мөлшер болып табылады.

41. Жергілікті ойық коррозия кезінде жекелеген ойықтардың тереңдігі (мысалы, штангенциркульдің көмегімен), сондай-ақ бақыланатын учаскедегі ойықтардың ауданы өлшенеді.

42. Тұйықтаушы құрылғының элементі қимасының 50 пайыздан (бұдан әрі – %) астамы зақымданған болса, ол ауыстырылуға тиіс.

43. Коррозия үрдісін анықтау және тұйықтағыштардың қызмет ету мерзімін болжау үшін электр-химиялық қышқылдық-қалпына келтіру әлеуетін, топырақтың үлестік тойтарысын өлшеу және жерде кезбе токтардың бар-жоғын айқындау жүргізіледі.

Бұл өлшеулердің әдістемесі осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшада келтірілген.

44. Шағын станциялардың тұйықтаушы құрылғыларының тойтарысын өлшеу. Тойтарысты өлшеу күркіреуден қорғау тростары, тармақталатын кабельдердің қабықшалары және басқа да табиғи тұйықтағыштар ажыратылмай жүргізіледі. Өлшеу топырақ барынша кепкен кезеңдерде жүргізіледі. Өлшеу көрсетілген жағдайлардан өзгеше жағдайларда жүргізілген кезде K_с маусымдық коэффициенті қолданылады (осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша). R_тқ тойтарысы мына формула бойынша айқындалады:

R_ЗУ = K_с R_{ЗУ изм} (3)

мұнда K_с –маусымдық коэффициент;

R_{ЗУ изм} - өлшеу кезінде алынған ТҚ тойтарысы.

45. Тұйықтаушы құрылғылардың тойтарысы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес Қазақстан Республикасының сертификаты бар аспаптардың көмегімен амперметр-вольтметр әдісі арқылы өлшенеді. Өлшеудің қағидаттық схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 1-суретінде келтірілген.

46. Ток электродтары мен әлеуетті электродтар электр беру желілері мен жерасты коммуникациялардан бос аумақ бойынша бір сызықтың бойына орналастырылады. Шағын станциядан ток электродтары мен әлеуетті электродтарға дейінгі қашықтық тұйықтаушы құрылғының мөлшері мен шағын станцияның айналасындағы аумақтың өзіне тән ерекшеліктеріне қарай таңдап алынады.

47. Егер шағын станция тұйықтағышының мөлшері шағын болса, ал оның айналасындағы электр беру желісі мен жерасты коммуникациялардан бос алаң ауқымды болса, онда электродтарға дейінгі қашықтық (ток электродтары мен әлеуетті электродтар) мына мән бойынша таңдап алынады:

r_эт

5Д; (4)

r_эП = 0,5 r_эт, (5)

мұнда: Д -тұйықтаушы құрылғының тұйықтағыштың осы түріне тән, ең жоғары желілік мөлшері, м (көпбұрыш түріндегі тұйықтағыш үшін - тереңдегі тұйықтағыш үшін тұйықтаушы құрылғының диагоналі - тереңдегі электродтың ұзындығы, сәулелік тұйықтағыш үшін - сәуленің ұзындығы).

48. Егер тұйықтағыштың мөлшері үлкен болса, алайда оның айналасында электр беру желісі мен жерасты коммуникациялардан бос ауқымды алаң болмаса, ток электроды r_эт

3Д қашықтықта орналастырылады. Әлеуетті электрод мына қашықтыққа дәйектілікпен орналастырылады: r_эп, тең 0,1 r_эт; 0,2 r_эт; 0,3 r_эт; 0,4 r_эт; 0,5 r_эт; 0,6 r_эт; 0,7 r_эт; 0,8 r_эт; 0,9 r_эт және тойтарыс мәндерін өлшеу жүргізіледі. Одан кейін r_эп қашықтығынан тойтарыс мәні тәуелділігінің қисық сызығы жасалады. Егер осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 3-суретіне сәйкес қисық сызық бірсарынды өсіп отырса және ортаңғы бөлігінде көлденең учаске болса, r_эп = 0,5 r_эт кезіндегі мән шынайы мән ретінде қабылданады. Егер қисық сызық бірсарынды болмаса, бұл әртүрлі коммуникациялардың (жерасты және жерүсті) әсері болып табылады, өлшеу электродтарды тұйықтаушы құрылғыдан басқа бағытқа қарай орналастыра отырып қайталанады.

49. Егер тойтарыс қисық сызығы біртіндеп өсіп отырса, бірақ көлденең учаскесі болмаса (r_эп = 0,4 r_эт және r_эп = 0,6 r_эт кезінде өлшенген тойтарыстар мөлшері r_эп = 0,5 r_эт кезінде өлшенген тойтарыстар мәнінен 10%-дан артық болса) және ток электродын неғұрлым артық қашықтыққа ауыстыру мүмкіндігі болмаса, мынадай жол табуға болады.

r_эт = 2Д және r_эт = 3Д кезінде өлшеудің екі сериясы жүргізіледі. Қисық сызықтар бір кестеге салынады. Қисық сызықтардың түйісу нүктесі тұйықтағыш тойтарысының шынайы мәні ретінде қабылданады.

50. Өлшеуді жүргізген кезде болат өзектер немесе диаметрі 50 миллиметр (бұдан әрі - мм) дейінгі құбырлар қосалқы электродтар ретінде қабылданады. Өзектер бояудан тазартылады, ал қосушы өткізгіштер қосылған жерлердің таты да тазартылады. Өзектер 1,0 - 1,5 м тереңдікке топыраққа қағылады. Ток электроды қатарлас қосылған, шеңбер бойына орналастырылатын бірнеше электродтан жасалады, олардың арасындағы қашықтық 1,0 - 1,5 м болады.

51. Ток электродын таңдаған кезде ток тізбегі тойтарысының өлшеу жүргізу үшін пайдаланылатын аспаптың техникалық деректеріне сәйкестігін тексеру орындалады. Ток тізбегінің жол берілетін тойтарысы (электродпен) әртүрлі аспаптарда әртүрлі мәні болады және тұйықталудың тойтарысын өлшеудің таңдап алынған диапазонына да тәуелді болады. Мысалы, Ф 4103 аспабы үшін ток тізбегінің жол берілетін тойтарысы өлшеудің таңдап алынған диапазонына байланысты 1-ден 6 кило Ом-ға (бұдан әрі – кОм) дейін өзгереді.

52. Ток тізбегінің тойтарысын тексеру үшін барлық өлшеудің басында аспаптың Т₁ және П₁ тармақтарын біріктіру, оларды ток электродымен қосу және ток тізбегінің тойтарысын өлшеуді орындау қажет.

53. Электр қондырғыларын пайдалану кезінде жасанды тұйықтағыштың тойтарысы немесе ТҚ бойынша жабдық байланысының тойтарысы айқындалады. Мұндай өлшеу осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес мысалы, КДЗ-1 өлшеу кешенінің көмегімен жүзеге асырылады.

54. Күркіреуден қорғау тросы жоқ әуе желілері тіреулерінің тұйықтағыштарының тойтарысын өлшеу әдістемесі із жүзінде шағын станция тұйықтағыштарының тойтарысын өлшеуден ерекшелене қоймайды.

Жоспарда мөлшері үлкен тұйықтаушы құрылғылар әуе желілерінің тіреулерінде сирек қолданылады, нәтижелер электродтарды екі сәулелі схема бойынша орналастыру арқылы алынады, электродтардың арасындағы қашықтық мына арақатынасты қанағаттандыратындай болады:

r_эп = r_эт = 1,5Д; r_тп = Д, (6)

мұнда r_тп - ток электроды мен әлеуетті электрод арасындағы қашықтық, м;

r_эп - әлеуетті электродқа дейінгі қашықтық, м;

r_эт - ток электродына дейінгі қашықтық, м;

Д - тұйықтаушы құрылғының ең үлкен желілік мөлшері, м.

r_эп қашықтығы тұйықтаушы құрылғының шетінен бастап өлшенеді және тіреудің өзінен кемінде 30 м болады.

55. Тіреуден күркіреуден қорғау тросын ажырату мүмкін болмаған немесе орынсыз болған жағдайларда тіреу тұйықтағышының тойтарысын өлшеу:

1) ток өлшегіш тістеуіктердің көмегімен;

2) екі әлеуетті электрод пен екі ток электродын пайдалану әдісімен;

3) импульсты әдіспен орындалады.

56. Ток өлшегіш тістеуіктердің көмегімен өлшеу әдісі барлық тұйықтаушы еңістердің, тіреу аяқтарының немесе тағандарының бойымен өтетін жиынтық токты және нөлдік әлеует аймағына орналастырылған қосалқы электродқа қатысты тұйықтаушы еңістің әлеуетін өлшеуге сайып келеді. Тұйықтағыштардың тойтарысы әлеуеттің жиынтық токқа қатынасы ретінде айқындалады. 110 кВ әуе желілерінде тіреулердің бойымен жерге сіңетін токтар бірнеше жүз миллиамперден бірнеше амперге дейін болады.

57. Әдіс екі әлеуетті электрод (П₁ және П₂) пен екі ток электродын (салыстырмалы - СЭ және қосалқы ток - ҚТ) пайдалануға негізделген.

Көрсетілген электродтардың және бақыланатын тұйықтаушы құрылғының өзара орналасуы осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 4-суретінде көрсетілген.

58. Бұл әдісті іске асыру кезінде өлшеу аспаптары ретінде тұйықтауды сериялық өлшегіштер, сондай-ақ геофизикалық кешендердің аспаптары пайдаланылады. Өлшенетін шамалардың мәндері өте аз екенін ескерсек, күшейткіш қондырмалар пайдаланылады.

59. Өлшеу осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 5-суретінде көрсетілген схемалар бойынша тәуелсіз ток көзін және өлшеу аспаптарын қосу арқылы үш рет жүргізіледі. Бұл ретте осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 5 а), б), в) суретіндегі өлшеу схемаларына сәйкес келетін тойтарыстың R₁, R₂ және R₃ үш мәні біртіндеп айқындалады. Тіреудің тұйықтаушы құрылғысының ізделіп отырған R_тқ тойтарысы (аспап күшейткіш қондырмасыз пайдаланылған жағдайда) мына формула бойынша айқындалады:

(7)

мұнда R₁,R₂ және R₃ - осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 5 а), б), в) суретіндегі өлшеу схемаларына сәйкес тойтарыстар, Ом.

60. Осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 6-суретіне сәйкес тұйықтағыштар тойтарысын өлшеудің импульстік әдісі әуе желілері мен найзағай бұрғыштардың бөлек тұрған тіреулерінің ғана емес, АТҚ порталдарына монтаждалған күркіреуден қорғау тростары мен найзағай бұрғыштары қосылған тіреулердің де тұйықталуын тексеру жөніндегі жұмыстарды орындауға мүмкіндік береді. Найзағай тогы импульсінің нысанын уақыт параметрлері бойынша модельдейтін бейпериодты импульстер генераторы ток көзі ретінде пайдаланылады (мысалы, ИК-1 аспабы).

Ток электроды ретінде диаметрі 16-18 және ұзындығы 800-1000 мм болат өзек пайдаланылады, ол өлшеу объектісінен 50 м қашықтықта 0,5 м тереңдікке топыраққа қағылады. Тасымалданатын ток электродын қосу оқшауланған сымдар арқылы жүзеге асырылады.

61. Осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 6-суретіне сәйкес пик-вольтметрдің көмегімен әлеуетті электрод пен әуе желісі тіреуінің тұйықтаушы құрылғысы арасындағы кернеу олардың арасындағы қашықтық әртүрлі болған жағдайларда өлшенеді. Осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 7-суретіне сәйкес өлшеу нәтижелері бойынша әлеуетті қисық сызық U (l) жасалады, ол бойынша кернеудің орнатылған мәні (U_орн) айқындалады.

Тіреудің (найзағай бұрғыштың) импульстік тойтарысы мына формула бойынша айқындалады:

(8)

мұнда: I_изм - импульстік токтың өзгерген мәні, А;

U_уст - кернеудің орныққан мәні, В.

62. Найзағай соққан кезде тұйықтағыштың айналасынан жиектелу аймағының қалыптасуы есебінен тіреу тұйықтағышының нақты тойтарысы аз болады. Сондықтан R_ЗУимп импульстік тойтарыс мәні К_и импульс коэффициентіне көбейтіледі, ол мына формула бойынша айқындалады:

(9)

мұнда: S - тұйықтағыш ауданы, м²;

- топырақтың үлестік тойтарысы, Омм.

I_м - найзағай бұрғыштың тогы, кА.

63. Егер топырақтың үлестік тойтарысы 300 Омм артық болса, КДЗ-1 аспабының көмегімен жерге кететін ток бөлігін айқындай отырып, тіреулердің жайылуға тойтарысын өлшеу ұсынылады.

65. ИК-1 аспабымен өлшеуді жүргізген кезде бір уақытта найзағай токтарының жайылу жолдарын айқындау және найзағай токтарын имитациялау арқылы электр қондырғыларының іргелес учаскелеріндегі әлеуетті өлшеу жөнінде жұмыс жүргізіледі. Бұл үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 6-суретіне сәйкес схема жасалады, ал пик-вольтметр тасымалданатын тұйықтағыш пен электр қондырғысының немесе энергия объектісінің жақын орналасқан тұйықталған бөлшектерінің арасында қосылады. Ток ИК-1 арқылы алынған кездегі әлеуеттердің өлшенген мәндері (U_изм) I_м найзағай тогына қайта есептеледі:

(10)

мұнда К_и- импульс коэффициенті;

U_изм- әлеуеттердің өзгерген мәндері, В;

I_м- найзағай тогы, А;

I_изм - өлшенген ток, А.

65. U_пр жанасу кернеуі мынадай мән бойынша айқындалады

(11)

мұнда: I_з - өлшеу жүргізілген жердегі қысқа тұйықталу тогының мәні, А;

- аспаппен өлшенген тойтарыс, Ом;

R_ч - адам денесінің тойтарысы (R_ч = 1 кОм бейтараптығы тиімді тұйықталған 1000 В жоғары қондырғылар үшін);

R_{ос мин} - объектіде өлшенген негіздің тойтарысы мәндерінің бәрінің ішіндегі ең азы, кОм.

66. Жанасу кернеуін айқындау кезіндегі өлшеу тізбектерінің қағидаттық схемалары осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 8-суретінде келтірілген (жедел ажыратып-қосуды орындау кезінде қысқа тұйықталу орын алуы мүмкін және ажыратып-қосуды жүргізетін персонал үшін қолжетімді жерлер жұмыс орындарына жатады).

67. Қазақстан Республикасының мемлекеттік өлшем бірлігін қамтамасыз ету жүйесініңі тізіліміне енгізілген аспаптарды өлшеу аспаптары ретінде пайдалануға болады. Ток электроды жерге тұйықталу кезінде туындайтын ток тізбегін дәлірек имитациялауға мүмкіндік беретіндей түрде орналастырылады.

68. Қоректендіру бір немесе бірнеше әуе желісінен жүзеге асырылатын 110 кВ және одан жоғары АТҚ аумағында жанасу кернеуін өлшеу кезінде ток электроды тұйықтағыштың шетінен кемінде 2Д алшақтатылады.

69. Егер шағын станция өнеркәсіптік кәсіпорынның аумағында, құрылыс салынған аумақта орналасқан болса, онда ток тізбегіне әуе желісінің жұмыс тогы кернеуінің жетуін азайту үшін ток электроды шағын станциядан кемінде 200 м және қоректендіруші әуе желілерінен шамамен 100 м алшақтатылады.

70. Егер шиналарынан жүктемені қоректендіру жүзеге асырылатын 110 кВ АТҚ-да өлшеу орындалатын болса, ал өз кезегінде шиналарды қоректендіру 220-1150 кВ кернеуі жоғары автотрансформатордан жүзеге асырылса, ток электроды қоректендіруші автотрансформатордың бейтараптығына қосылады.

71. Ток тізбегі мен әлеуетті тізбектің өткізгіштері тұйықталған жабдыққа жекелеген струбциналар арқылы қосылады, бұл ретте ток тізбегінің өткізгіші тұйықтаушы өткізгішке қосылады. Әлеуетті тізбектің өткізгіші дәл осы тұйықтаушы өткізгішке немесе металл конструкциясының кез келген нүктесіне, яғни ықтимал жанасу орнына қосылады.

72. Жұмыс орнынан тыс жерде өлшеген кезде аспаптың Т₂ ток тармағы жақын орналасқан жабдық корпусының тұйықтаушы шинасына қосылады, қысқа тұйықталу тогы сол арқылы өтуі мүмкін.

73. Аспаптың П₁ тармағынан шығатын әлеуетті тізбек адам аяғының табанын имитациялайтын 25 см х 25 см мөлшеріндегі пластинаға қосылады, ол жабдықтан шамамен 1 м қашықтықта орналасады. Пластинаның астындағы негіз тегістелген және 250 мл сумен ылғалдандырылған. Пластина өлшеу кезінде оған кемінде 50 шаршы сантиметрге күш килограмы (бұдан әрі – кгс/см²) қысым тудыратын адам тұра алатындай түрде жасалған.

74. Жанасу кернеуі бақылау нүктелерінде өлшенеді, бұл нүктелерде осы мәндер жобалау кезіндегі есептеумен айқындалған. Өлшеу жұмыс орындарының және жұмыс орындарынан тыс жерлердің бәрінде жүргізіледі.

75. Осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 8-суретіне сәйкес 110 кВ және одан жоғары шағын станциялардағы өлшеу кезінде өлшеу аспабының П₁ және П₂ тармақтары 1 кОм резистормен шунтталады. ПИНП және ЭКО-200 аспаптарына бұл резистор кіріктіре орнатылған.

76. Негіздің тойтарысын айқындау үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 9-суретінде көрсетілген схема жиналады.

77. Негіздің тойтарысын айқындау әрбір өлшеу нүктесінде жүргізіледі. R_осн тойтарысы мегомметрмен не ОНП-1 аспабының көмегімен (мұндай жағдайда тұйықтаушы өткізгішке П₁ және Т₁ тармақтары, ал негізге П₂, Т₂ қосылады) өлшенеді.

78. U_{пр изм} жанасу кернеуінің мәндерін өнеркәсіптік жиіліктен өзгеше жиілікте өлшеген кезде (КДЗ-1 аспабы) өлшенген мәндерді шынайы мәндерге қайта есептеу жүргізіледі. Бұл ретте 50 Гц (U_пр50) жиілікте жанасу кернеуінің мәні мына формула бойынша айқындалады:

(12)

мұнда K_п - жанасу кернеуінің мәндерін 400 Гц жиіліктен 50 Гц жиілікке қайта есептеу коэффициенті;

U_{пр изм} – өнеркәсіптік жиіліктен өзгеше жиіліктегі жанасу кернеуінің өлшенген мәні, В.

L. өткізгішінің тұйықтаушы жабдығының ұзындығына байланысты K_п қайта есептеу коэффициентінің мәні осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес пайдаланылады.

Алынған U_пр50 мәндері жанасу кернеуіне арналған нормалармен салыстырылады.

79. Тұйықтаушы құрылғының өлшенген (R_зу) тойтарыс мәні бойынша (U_зу) тұйықтаушы құрылғыдан тұйықталу тогы жерге ағып кеткенде ондағы кернеу есептеледі. Есептеу мына формула бойынша жүргізіледі:

U_зу = К_с R_зу I_з, (13)

мұнда I_з - желідегі кернеуі 1 кВ жоғары, бейтараптығы тиімді тұйықталған электр қондырғылары үшін жерге бір фазалы тұйықталу тогы;

К_с - маусымдық коэффициент;

R_ТҚ - тұйықтаушы құрылғы тойтарысының өлшенген мәні, Ом.

80. Тесіп орнатылатын сақтандырғыштардың жай-күйін тексеру фарфордың, ойма қосылыстардың және бекітудің тұтастығын, тұйықтау сапасын тексеруге сайып келеді. Электродтардың разрядтық беттері таза әрі тегіс, қарбыршақтанбаған және күйесіз. Слюда пластинкасы тұтас әрі 220-380 В арналған кезде қалыңдығы 0,08 плюс минус 0,02 мм және 500-660 В арналған кезде 0,21 плюс минус 0,03 мм шегінде.

Құрастырылған сақтандырғышта оқшаулаудың тойтарысы 250 В дейін мегомметрмен өлшенеді, ол кемінде 5 Мом болуға тиіс.

Сақтандырғышты орнатардан бұрын оның тесіп өту кернеуі өлшенеді. ПП-А/3 сақтандырғыштарының тесіп өту кернеуінің негізгі мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаның 3-кестесінде келтірілген.

81. Тесілуден кейін ілеспе токты шектеу үшін сақтандырғыштың тізбегіне 5-10 кОм ток шектеуші тойтарыс қосылады.

82. Егер тесіп өту кернеуі нормаға сәйкес болса, онда кернеу төмендетіліп, қайтадан 0,75U_проб дейін жоғарылатылады. Егер бұл ретте тесілу орын алмаса, онда сынау қондырғысы ажыратылады да оқшаулаудың тойтарысы қайтадан өлшенеді. Оқшаулаудың тойтарысы айтарлықтай (30 %-дан астам) төмендеген жағдайда сақтандырғышты бөлшектеп, күйіп кеткен разрядтық беттерді тазарту және балласттық тойтарысты ұлғайту арқылы сынақты қайталау қажет.

83. Бейтараптығы бітеу тұйықталған 1 кВ дейінгі электр қондырғыларында фаза-нөл тізбегін тексеру мынадай тәсілдердің бірімен орындалады:

1) корпусқа немесе нөлдік сымға бір фазалы тұйықталу тогын тікелей өлшеу;

2) кейіннен бір фазалы тұйықталу тогын есептеп шығарып, фаза-нөл ілмегі сымдарының толық тойтарысын өлшеу.

84. Z_пет фаза-нөл ілмегі сымдарының толық тойтарысы мына формула бойынша айқындалады:

Z_пет = Z_п + Z_т, (14)

мұнда: Z_п- сымдардың толық тойтарысы, Ом;

Z_т- бір фазалы тұйықталу кезіндегі трансформатордың толық тойтарысы, Ом.

85. Балқымалы ендірменің немесе автоматты ажыратқыш айырғышының номиналды тогына қатысты жерге бір фазалы тұйықталу тогының дүркіндігі Электр қондырғыларын орнату қағидаларына сәйкес мәннен кем болмауға тиіс.

86. Пайдалану кезінде тексеру әуе желілерінде ғана 6 жылда 1 реттен сиретпейтін кезеңділікпен жүргізіледі.

87. Фаза-нөл тізбегін тексеру жаңа тұтынушылар қосылған кезде және тізбектің тойтарысын өзгертуге әке соғатын жұмыстар жүргізілген кезде жүзеге асырылады.

3-тарау. Сыртқы электр-магниттік ұйытқулардан болатын кедергі деңгейін айқындау

88. Басқару, бақылау және сигнализация жүйелерінде электронды және микропроцессорлы құрылғылар пайдаланылатын электр қондырғыларының тұйықтаушы құрылғыларын диагностикалау жөніндегі жұмыстар жүргізілген кезде қазіргі заманғы электронды аппаратураның электр-магнитті кедергілерді сезгіштігі ескеріледі.

89. Кедергілер деңгейін айқындау тұйықтаушы құрылғы толық тексерілгеннен және барлық байланыстарымен бірге егжей-тегжейлі орындаушылық схема жасалғаннан кейін жүргізіледі.

90. Кедергілер деңгейін тексеру жөніндегі жұмыстарды жүргізу үшін: КДЗ-1 (тұйықтауды диагностикалау кешені), ИК-1 (өлшеу кешені), ГВЧИ (жоғары жиілікті импульстар генераторы) жабдықтары, осциллограф, ток өлшегіш тістеуіктер пайдаланылады.

Санамаланған аспаптардың көмегімен тұйықтаушы құрылғыға былайша әсер ету имитацияланады:

1) қысқа тұйықталу;

2) қуат жабдығының коммутациясы;

3) найзағай токтарының разрядтары.

91. Найзағай токтарының разрядтарын имитациялау кезінде ИК-1 шығатын тармақтары найзағай қабылдағыштың ток бұрғышының және найзағай бұрғыштан кемінде 50 м қашықтықта орналасқан ток электродының арасында қосылады. Тұйықтаушы құрылғыдағы ИК-1 (I_ист) шығатын тогы және (U_м) әлеуеттері мен құрылғылардың шығатын тармақтарындағы кедергілер деңгейі белгіленеді. Әлеуеттің мәні мына формула бойынша айқындалады:

U_м = K_п U_изм, (15)

мұнда

;

I_изм - өлшенген ток, кА;

U_изм - әлеуеттердің өлшенген мәндері, В.

92. Қысқа тұйықталуды имитациялау кезінде АТК (КДЗ-1 аспабы) тармақтарының шығатын клеммалары қуат жабдығының тұйықтаушы өткізгішіне және тұйықтаушы құрылғыдан тыс орналасқан шығарылатын ток электродына қосылады. Ток көзінің шығатын тогы белгіленеді және кабельдердегі токтар, тұйықтаушы құрылғыдағы әлеуеттер және құрылғылардың шығатын тармақтарындағы кедергілердің деңгейі өлшенеді. Өлшенген шамалардың нақты мәндері қысқа тұйықталудың шынайы тогына қайта есептеледі.

93. Тұйықтаушы құрылғыдағы қуаты жабдығының коммутациясымен және қысқа тұйықталу токтарымен жасалатын жоғары жиілікті ұйытқуларды имитациялау үшін ГВЧИ аспабы қолданылады, ол қуат жабдығының тұйықтаушы өткізгішіне және қуат жабдығына қосу нүктесінен кемінде 50 м қашықтықта орналасқан шығарылатын ток электродына қосылады. ГВЧИ шығарылатын тогы және тұйықтаушы құрылғыдағы U_ВЧ әлеуеттері мен құрылғылардың кіріс тармақтарындағы кедергілердің деңгейі белгіленеді.

94. Өлшеудің нәтижелері мына формула бойынша нақты әсерге сәйкес қайта есептелуге тиіс:

U_ВЧ = К_п U_изм, (16)

мұнда: К_п- қайта есептеу коэффициенті, ол I_реал/I_изм тең;

I_реал - коммутациялар немесе ҚТ кезінде тұйықтау сұлбасына баратын шынайы ток, А;

I_изм - ГВЧИ қосудың осы нүктесінде өлшеу жүргізу кезінде алынған ток мәні, А.

Әртүрлі жағдайлар үшін I_реал тогы осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 4-кестесінде келтірілген.

Құрылғыларға ықпал ететін кедергілер деңгейлерінің алынған мәндері құрылғыларды кедергіге төзімділік және оқшаулаудың мығымдығы тұрғысынан сынау жағдайлары бойынша жол берілетін деңгейлермен салыстырылады.

4-тарау. Тұйықтаушы құрылғыларды бақылау кезіндегі қауіпсіздік шаралары

95. Тұйықтаушы құрылғылардың сипаттамаларын өлшеу жөніндегі жұмыстар Қауіпсіздік техникасы қағидаларына сәйкес жүргізіледі.

Электрлік сипаттамаларды өлшеу жөніндегі жұмыстар нарядтар бойынша орындалады.

96. Шығарылған ток электроды мен әлеуетті электродты пайдалана отырып, қолданыстағы энергия объектілеріндегі өлшеу кезінде тұйықтағыштан бір фазалы қысқа тұйықталу тогы жерге ағып кеткенде ондағы толық кернеудің әсерінен қорғау шаралары қолданылады.

97. Өлшеуді жүргізетін персонал жұмыс кезінде диэлектр кебістерін, диэлектр қолғаптарын, тұтқалары оқшауланған құралдарды пайдаланады.

98. Өлшеу схемаларын құрастыру кезінде сым алдымен қосалқы электродқа (ток, әлеуетті), содан кейін ғана тиісті өлшеу аспабына қосылады.

5-тарау. Электр қондырғысының тұйықтаушы құрылғысына арналған құжаттама

99. Осы Әдістемелік нұсқауларға 6 және 7-қосымшаларға сәйкес әрбір тұйықтаушы құрылғыға паспорт және тұйықтаушы құрылғының жай-күйін тексеру хаттамасы жасалады.

100. Паспортта мыналар көрсетіледі:

1) ТҚ пайдалануға берілген күн (тұйықтаушы құрылғы реконструкцияланған немесе жөнделген күн);

2) тұйықтағыштың негізгі параметрлері (өткізгіштердің материалы, профилі, қимасы);

3) тұйықтаушы құрылғының тойтарысы жөніндегі деректер;

4) тұйықтаушы құрылғының атқарушылық схемасы, ол масштабта орындалады, жасанды тұйықтағыштың, тұйықталатын жабдықтың магистральдары, тұйықтаушы өткізгіштердің тұйықтаушы құрылғыға қосылатын жерлері көрсетіледі (атқарушылық схемада тұйықтаушы құрылғының барлық жерасты және жерүсті байланыстары көрсетілуге тиіс);

5) топырақтың үлестік тойтарысы;

6) жанасу кернеуі жөніндегі деректер;

7) тұйықтаушы құрылғыдан жабдық байланысының тойтарысы жөніндегі деректер;

8) жасанды тұйықтағыштардың коррозия дәрежесі;

9) электр-магниттік үйлесімділік жөніндегі деректер;

10) ағымдағы тексерулер барысында анықталған ақаулар ведомосі;

11) ескертулер мен тұйықтаушы құрылғыдағы ақауларды жою жөніндегі деректер;

12) тұйықтаушы құрылғының пайдалануға жарамдылығы туралы қорытынды.

101. Жаңадан тұрғызылатын объектілерді пайдалануға беру, тұйықтаушы құрылғыны реконструкциялау және ағымдағы жөндеу кезінде өлшеу мен есептеу кешендері жүргізіледі, олардың негізінде тұйықтаушы құрылғының жай-күйі мен оның нормативтік құжаттарға сәйкестігі айқындалады.

6-тарау. Тұйықтаушы құрылғыны жөндеу және күшейту жөніндегі ұсынымдар

102. Тұйықтаушы құрылғының параметрлері нормадан ауытқыған кезде немесе зақымдануы анықталған кезде тұйықтаушы құрылғыны жөндеу және күшейту кәсіпорынның күшімен орындалады.

103. Егер тұйықтаушы құрылғының тойтарысы нормадан жоғары болса:

1) шағын станцияның тұйықтаушы құрылғысына күркіреуден қорғау тростарының бәрі қосылады, олар алдын ала қысқа тұйықталу токтарына термиялық төзімділігі тұрғысынан тексеріледі;

2) рельс жолдарын трансформаторлардың бейтараптықтарымен қоса отырып және бұғаттауды орталықтандыру сигнализациясы құрылғыларының оқшаулаушы жіктерін қоспағанда (шағын станцияға кіреберісте), барлық жіктерін дәнекерлей отырып, олар тұйықтаушы құрылғыға қосылады;

3) тұйықтаушы құрылғы су аққыларымен қосылады, әсіресе су аққысы трассасы көлденең түйісетін жерлерде; қосушы электродтар су аққысына дәнекерленген тұстар топырақтан мұқият оқшауланады;

4) шағын станцияның аумағында және соған таяу орналасқан артезиан ұңғымалары тұйықтаушы құрылғыға қосылады, жанасу кернеуін төмендету шаралары қолданылады;

5) шағын станцияның аумағынан тыс, ең жақсысы электр беру желілерінің бойынан сәулелік тұйықтағыштар төселеді, олар әуе желілері тіреулерінің тұйықтаушы құрылғыларына және тұйықтағыштарына (іргетасына) қосылады. Сәулелердің саны төрттен аспайды - шағын станцияның әрбір жағынан бір-бірден. Сәулелердің болжамды жиынтық ұзындығы l мына мәннен айқындалады:

(17)

мұнда: R_изм -тұйықтаудың өлшенген тойтарысы, Ом;

S - тұйықтаушы құрылғы алып жатқан аудан, м²;

R_норм - нормативтік тойтарыс, Ом.

104. Егер тұйықтаушы құрылғыдағы жанасу кернеуі нормадан жоғары болса:

1) өлшенген мән шағын станция бойынша орташа мәннен асып түссе, тұйықтаушы құрылғыны қайтадан қазып алу жүргізіледі, ажырап кеткен жері (оның ішінде дәнекерленген қосылыстағы нашар байланыс) тауып алынып, дәнекерленіп қосылады;

2) осы қосуда жедел ажыратып-қосуды жүргізу уезінде адам шегінен шықпайтын ауданда қалыңдығы 10-20 см қиыршықтас, ұсақтас төсеу жүргізіледі;

3) диаметрі кемінде 6 мм дөңгелек болаттан 0,1 м тереңдікке торлы тұйықтағыш төселеді, ол тұйықтаушы өткізгішпен қосылады. Тордың ұяшықтары - 0,5 мм х 0,5 мм;

4) үнемі ылғал күйде болатын бетон плиталарға резеңке кілемшелер төселеді.

105. Егер коррозиялық зақымдану анықталса:

1) тұйықтаушы өткізгіштердің қимасы кішкентай болса, оларды термиялық төзімділігі жағынан таңдап алынған және коррозия жағдайлары бойынша ұлғайтылған (диаметрі бойынша кемінде 2 мм) қимасы үлкен дөңгелек өткізгіштермен алмастыру жүргізіледі;

2) коррозия көрініп тұрса, топырақ бетінен жоғары және төмен 20 см тұйықтаушы өткізгіштер топыраққа кіретін жерлер полихлорвинил (бұдан әрі - ПХВ) лентаның көмегімен оқшауланады;

3) дәнекерленген қосылыстардың коррозиясы табылса, дәнекерленген қосылыстар коррозиядан тазартылып, ПХВ-лентамен оқшауланады;

4) су аққысы зақымданған болса, құбыр алмастырылады және анықталған зақымдануға сәйкес келетін жерлерге диаметрі кемінде 12 мм дөңгелек болаттан өткізгіш дәнекерленеді, ол ең таяу көлденең тұйықтағышқа ең қысқа жолмен төселеді.

106. Металл байланыстары нашар екені анықталса:

1) жоқ болса, қимасы тиісті дөңгелек өткізгіштер пайдаланыла отырып қалпына келтіріледі;

2) АТҚ мен трансформаторлар бейтараптығы тұйықталған жердің арасында диметрі кемінде 12 мм дөңгелек қималы болаттан байланыстар төселеді, трансформаторларды тасымалдау жолдары барынша пайдаланылады;

3) байланысты күшейту үшін АТҚ-ға трансформаторлардан баратын әуе желісінің күркіреуден қорғау тросы пайдаланылады, ол термиялық төзімділігі тұрғысынан тексеріледі;

4) АТҚ-ны екі жағынан да шунттауға болатындай түрде әртүрлі АТҚ-ның тұйықтаушы құрылғыларының арасында диаметрі кемінде 12 мм дөңгелек болаттан қосымша өткізгіштер (кемінде екі) төселеді.

107. Өзге де қалыптан тыс жағдайларда, оның ішінде релелік қорғау, автоматика, байланыс жұмысындағы, шағын станциядағы себебі анықталмаған қысқа тұйықталу кезінде мамандандырылған ұйымдарға өтініш беріледі.

108. Тұйықтаушы құрылғыны реконструкциялау кезінде осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаға сәйкес сандық талдау пайдаланылады.

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

Жерге тұйықтау құрылғыларындың электрлік параметрлерін бақылауға арналған өлшеу аппаратурасы

Аппаратура генерациялаушы (ток) және өлшеу (әлеуетті) блоктарды қамтиды. Генерациялаушы блоктың және оған қосылған ток сымдарының көмегімен электр желісінде жерге тұйықталу кезінде туындайтын ток тізбектері имитацияланады. Өзіне қосылған әлеуетті сымдармен бірге өлшеу блогы бұл ретте туындайтын кернеуді тіркейді.

Әдетте, генерациялаушы блоктың тармақтары Т₁ және Т₂ деп, ал өлшеу блогінікі - П₁ және П₂ деп белгіленеді.

Қазіргі уақытта өлшеу үшін мынадай аспаптар пайдаланылады, олардың сипаттамалары төменде келтірілген:

1-кесте

Ф 4103 тұйықтағыштың тойтарысын өлшегіш

Техникалық сипаттамалары
Өлшенетін тойтарыстардың диапазоны	0,03...15000 Ом
Диапазондардағы ток тізбегінің (электроды бар) тойтарысы, Ом:
0...0,3	1000 Ом
0...1,0	1000 Ом
0...3,0	3000 Ом
0...10	3000 Ом
барлық кейінгілерде	6000 Ом
Диапазондардағы әлеуетті тізбектің (электроды бар) тойтарысы, Ом:
0...0,3	2000 Ом
0...1,0	2000 Ом
0...3,0	6000 Ом
0...10	6000 Ом
барлық кейінгілерде	12000 Ом
Ток тізбегінің әлеуетті тізбекке әсерінен туындайтын ауытқушылық	Жоқ
Кедергілерге төзімділік:
өнеркәсіптік жиіліктің және оның гармоникаларының	5 В
тұрақты токтың кенет өзгеруіне	2 В
Генерациялаушы және әлеуетті блоктың орындалуы	Бір корпуста
Блоктың қоректенуі:
генерациялаушы	Элемент түрі 373 - 9 дана.
өлшеу	Тұрақты токтың сыртқы көзінен 12 В
Салмағы	3 кг

Ф 4103 өлшегіші - тұйықтаушы құрылғының тойтарысын өлшеуге арналған неғұрлым дәл арнаулы аспап. Ол 6-35 кВ электр қондырғыларындағы жанасу кернеуін айқындауға да мүмкіндік береді.

2-кесте

ПИНП жанасу кернеуін өлшегіш. Ұлғайтылған (Ф 4103-пен салыстырғанда) өлшеу тогы бар

Техникалық сипаттамалары
Өлшенетін тойтарыстардың диапазоны	0,001...10 Ом
Ток тізбегінің (электроды бар) тойтарысы	200 Ом дейін
Әлеуетті тізбектің (электроды бар) тойтарысы	10000 Ом дейін (жанасу кернеуін өлшеу кезінде регламенттелмейді)
Ток тізбегінің әлеуетті тізбекке әсерінен туындайтын ауытқушылық	Жоқ
Мына жиіліктегі кедергілерге төзімділік, Гц
50	0,2 В
150	0,1 В
0,1...10 мГц	0,3 В
тұрақты токтың кенет өзгеруіне	0,2 В
Генерациялаушы және әлеуетті блоктың орындалуы	Бір корпуста
Қоректенуі	220 В 50 Гц желіден
Салмағы	3,5 кг

ПИНП өлшегіші - 1000 В жоғары электр қондырғыларындағы жанасу кернеуін айқындауға арналған неғұрлым дәл арнаулы аспап. Ұлғайтылған (Ф 4103-пен салыстырғанда) өлшеу тогы бар.

3-кесте

ЭКО 200 фаза-нөл тізбегін өлшегіш

Техникалық сипаттамалары
Өлшенетін тойтарыстардың диапазоны	0,001...6,25 Ом
Ток тізбегінің (электроды бар) тойтарысы	5,5 Ом аз
Мына диапазондарда әлеуетті тізбектің (электроды бар) тойтарысы, В:
0...0,5	600 Ом аз
0...2,5	3000 Ом
0...5	6000 Ом
барлық кейінгілерде	12000 Ом
Ток тізбегінің әлеуетті тізбекке әсерінен туындайтын ауытқушылық	Аспапта жойылмайды
Өнеркәсіптік жиілік кедергілеріне және оның гармоникаларына төзімділік	Кедергілерден қорғалмаған
Генерациялаушы және әлеуетті блоктың орындалуы	Бөлек
Блоктың қоректенуі:
генерациялаушы	220 В 50 Гц желіден*
өлшеу	А 316 түріндегі 10 элемент
Блоктың салмағы:
генерациялаушы	5 кг
өлшеу	2 кг

* Өлшенетін шағын станцияның меншікті мұқтаждықтар трансформаторын пайдалану кезінде жалпы жағдайда ток тізбегінің қоректенуін қуаты 10-100 кВА 220/220 В бір фазалы бөлу трансформаторы арқылы жүзеге асырған жөн.

ЭКО 200 аспабының көмегімен дәл нәтижелерді ток тізбегінің тойтарысы аз (Ом бірлігі) болған және өнеркәсіптік кедергілер болмаған кезде ғана алуға болады. Ток тізбектеріндегі болат өткізгіштер (ТҚ жолақтары) өлшеуге үлкен ауытқушылықтар енгізуі мүмкін.

ЭКО 200 өлшегішінің кемшілігі ток пен кернеуді бір уақытта айқындау мүмкіндігінің болмауында. Бұл шамалар кешеннің өлшеу блогына кіретін бір аспаппен кезек-кезек айқындалады.

4-кесте

АНЧ-3 геофизикалық аппаратурасы

Техникалық сипаттамалары
Өлшенетін тойтарыстардың диапазоны	0,0001...1,0 Ом
Ток тізбегінің (электроды бар) тойтарысы	2000 Ом дейін
Әлеуетті тізбектің (электроды бар) тойтарысы	5000 Ом дейін
Ток тізбегінің әлеуетті тізбекке әсерінен туындайтын ауытқушылық	Жұмыс жиілігінің төмен болуынан өте аз
Өнеркәсіптік жиілік кедергілеріне төзімділік	80 дБ басу
Генерациялаушы және әлеуетті блоктың орындалуы	Бөлек
Блоктың қоректенуі:	Кіріктірілген аккумуляторлардан:
генерациялаушы	31 В
өлшеу	15 В
Блоктың салмағы:
генерациялаушы	6,5 кг
өлшеу	5,5 кг

АНЧ-3 аппаратурасының артықшылығы оның өлшеу сымдарымен (6 катушка) және электродтармен бір кешенде жеткізілуі болып табылады.

Жеткізу жиынтығына 3 өлшеу блогы және генерациялаушы блоктың кестесінде көрсетілгеннен басқа 115 В, 400 Гц бензин-электр агрегаты бар тұрақты генератор да кіреді, ол ток тізбегінде тиісті тойтарыстар болған кезде 0,1-ден 0,2 А дейін ток жасауға мүмкіндік береді, мұның өзі оның кедергілерге төзімділігін арттырады. Тұрақты генератордың қуаты – 500 ВА.

Өлшенген мәндерді азайту, әсіресе созылған болат тұйықтағыштар болғанда азайту және мәні 1 Ом жоғары тойтарысты айқындаудың мүмкін болмауы АНЧ-3 аппаратурасының кемшілігі болып табылады.

5-кесте

ОНП-1 жанама әдіспен жанасу (қадам) кернеуін айқындауға арналған аспап

Техникалық сипаттамалары
Тойтарысты өлшеу диапазоны (кванттау қадамы, Ом):
1-диапазон	0,001...2,0 (0,001) Ом
2-диапазон	1...2000 (1,0) Ом
Өлшеу тогының жиілігі	12,5 Гц
Шығатын кернеу	15 В аспайды
Дәлдік сыныбы	2,5
Тіркеу	Цифрлы
Өлшеу режимі	Автоматты
Жұмыс режимін белгілеу уақыты	30 с
Көрсеткіштерді белгілеу уақыты	10 с
Ток тізбегінің әлеуетті тізбекке әсерінен туындайтын ауытқушылық	Жұмыс жиілігінің төмен болуынан өте аз
Өнеркәсіптік жиілік кедергілеріне төзімділік	60 дБ басу
Қоректену кернеуі:
дербес, кіріктірілген аккумулятор блогынан	9 1 В
желілік (қоректену блогынан)	220 22 В
Тұтынылатын қуат	1,2 Вт аспайды
Габариттік мөлшері	25418090 (110) мм
Кіріктіре орнатылған қорек көзімен бірге салмағы	2 кг

Конструкциялық тұрғыдан ОНП-1 тасымалданатын блок түрінде жасалған. Жеткізу жиынтығына желілік қорек блогы мен аккумуляторларды зарядтағыш кіреді.

Аналогтарының алдындағы артықшылығы:

1) кедергіден қорғалуының жоғары болуы;

2) нәтижені цифрлық есептеу;

3) дербес қорек көзі;

4) салмақ-габарит көрсеткіштерінің төмен болуы;

5) калибрлеу режимі және тексеру уақытында әрбір өлшеудің алдында аспапты ретке келтіру талап етілмейді;

6) ток электроды тізбегінің тойтарысына байланысты шектеулер алып тасталады (ОНП-1-де R_ТЭ дейін = 3000 және ОНП-1 аналогы ПИНП аспабында R_ТЭ < 250).

6-кесте

КДЗ-1 тұйықтау сұлбаларының сапасын диагностикалауға арналған өлшеу кешені

Техникалық сипаттамалары:
Қорек кернеуі	220 В; 50 Гц; = 27 В
Тұтынылатын қуаты	300 Вт аспайды
Шығатын кернеуі	12В; 400Гц (қосымша 200 Гц)
Шығатын ток	(0-10)А; 400Гц (қосымша 200 Гц)

Электр қондырғыларының тұйықтаушы құрылғыларына диагностика жүргізуге арналған. Кешен құрамына АТК және ИПМ кіреді. Кезбе синусоидты ток көзі (АТК).

Тұйықтаушы құрылғыны диагностикалау үшін тұйықтау жүйелерін жүктеуге және жиілігі 200 және 400 Гц кезбе токпен нөлдендіруге арналған.

7-кесте

Н05 түрлендіргіш антеннасы бар ИПМ-203М шағын габаритті магниттік өрістің кернеуін өлшегіш

Техникалық сипаттамалары:
Жиіліктердің жұмыс диапазоны	400; 200; 50 Гц
Магниттік өрістің кернеуін өлшеу шектері	1 мА/м...2000 А/м
Пайдаланудың жұмыс жағдайлары:
қоршаған орта температурасы	-10-нан +40 С дейін
селективті вольтметрдің жұмыс жиіліктері	400; 200; 50 Гц
Ауыспалы кернеуді өлшеу шектері	0,01 мВ...200 В

Ауыспалы магниттік өрістің кернеуін және жиілігі 50; 200 және 400 Гц ауыспалы кернеуді өлшеуге арналған.

8. ИК-1 (НПФ ЭЛНАП, МЭИ) тұйықтау сұлбаларын айқындауға арналған өлшеу кешені

Найзағай бұрғыштар мен ӘЖ тіреулерінің импульсті тойтарысын өлшеуге арналған. Кешен құрамына ГАИ бейпериодты импульстар көзі мен ВИ пик-вольтметр кіреді.

9-кесте

ГАИ бейпериодты импульстар генераторы

Техникалық сипаттамалары:
Фронт ұзақтығы, мкс	8 1,6
Импульс ұзақтығы, мкс	20 4
Шығатын кернеудің ең жоғары амплитудасы, В	250; 125; 61; 25
Импульстардың берілу жиілігі, Гц	2 1

Параметрлері белгіленген найзағай тогының импульстарын имитациялауға арналған импульс көзі болып табылады.

10-кесте

ИК-1 құрамындағы импульсты вольтметр

Техникалық сипаттамалары:
Өлшенетін кернеу диапазондары	1...5; 5...50; 50...550 В
Өлшенетін шамалардың полярлығы	Оң

Бейпериодты ток импульстары әсер кеткен кезде тұйықтау тізбектеріндегі кернеудің ең жоғары мәнін өлшеуге арналған пик-индикатор болып табылады.

11-кесте

ГВЧИ жоғары жиілікті импульстар генераторы

Техникалық сипаттамалары:
Жиілігі	0,5; 1; 2 МГц
Сигнал нысаны	Сөнетін синусоида
Ең жоғары кернеудің өзгеру диапазоны	100...1500 В
Импульстардың берілу жиілігі	3 Гц

Параметрлері берілген кернеудің жоғары жиілікті импульстарын имитациялауға арналған импульс көзі болып табылады.

12. ГВЧИ құрамындағы импульсты вольтметр.

Жоғары жиілікті ауытқулар әсер еткен кезде тұйықтау тізбектеріндегі кернеудің ең жоғары мәнін өлшеуге арналған пик-индикатор болып табылады.

Техникалық сипаттамалары:

Өлшенетін кернеу диапазондары 0,5...5; 5...50; 50...250 В

Әртүрлі аспаптарды қолдану саласы 12-кестеде келтірілген.

Тұйықтаушы құрылғылардың электрлік параметрлерін өлшеуге арналған аспаптар

	Өлшенетін параметр
Объектінің сипаттамасы	Тұйықтағыштың тойтарысы	Жанасу кернеуі		Металл байланысының
		электр қондырғысының аумағында	электр қондырғысының аумағынан тыс	бар-жоғын тексеру
Қалада немесе өнеркәсіптік кәсіпорын аумағында орналасқан 6-10/0,4 кВ шағын станция	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	ЭКЗ-01	КДЗ-1	ЭКЗ-01
	ЭКЗ-01	КДЗ-1		ЭКО-200
	КДЗ-1	ОНП-1		КДЗ-1
	ОНП-1			ОНП-1
Жеке тұрған, 6-10 кВ ӘЖ-ден қорек алатын 6-10/0,4 кВ шағын станция	МС-08	Ф 4103	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	ПИНП	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	АНЧ-3	КДЗ-1	ЭКЗ-01
	ЭКЗ-01	ЭКЗ-01		ЭКО-200
	КДЗ-1	КДЗ-1		КДЗ-1
	ОНП-1	ОНП-1		ОНП-1
Кабель желілеріне терең кіргізілетін 35/6-10 кВ шағын станция	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	ЭКЗ-01	ЭКО-200	КДЗ-1
	ЭКЗ-01	ЭКО-200	КДЗ-1	ОНП-1
	КДЗ-1	КДЗ-1
	ОНП-1	ОНП-1
Жеке тұрған, 35 кВ ӘЖ-ден қорек алатын 35/6-10 кВ шағын станция	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	КДЗ-1	КДЗ-1	ЭКЗ-01
	ЭКЗ-01	ОНП-1		ЭКО-200
	КДЗ-1			КДЗ-1
	ОНП-1			ОНП-1
Құрылыс салынған аумақта орналасқан, терең кіргізілетін 110-220 кВ шағын станция	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	ПИНП	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	ЭКЗ-01	ЭКО-200	ЭКЗ-01
	АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1	КДЗ-1	ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1
Бейтараптығы тұйықталмаған 110 кВ және 1 А дейінгі бейтараптықта тогы бар 110-750 кВ шағын станция (жұмыс режимінде)	МС-08 ПИНП Ф 4103 ЭКЗ-01 ЭКО-200 АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	ПИНП АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1	АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1	ПИНП АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1
1-ден 10 А дейінгі бейтараптықта тогы бар 110-750 шағын станция	Ф 4103 ПИНП АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	ПИНП АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	АНЧ-3 КДЗ-1	ПИНП АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1
Күркіреуден қорғау тросы немесе оның оқшауланған аспасы болмағанда 6-1150 кВ ӘЖ тіреулері	МС-08 М-416 Ф 4103 АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	-	-	-
Күркіреуден қорғау тросы мен прожектордан жарық алатын найзағай бұрғыштары қосылған 35-110 кВ ӘЖ тіреулері	ИК-1	-	-	-

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

КДЗ-1 өлшеу кешенінің көмегімен тұйықтаушы құрылғының нақты схемасын айқындау үлгісі

Мысал ретінде КДЗ-1 кешенінің көмегімен шағын станцияның ТҚ диагностика жүргізу әдістемесі қаралған.

1. Өлшеу жүргізілетін шағын станция аумағының бір бөлігі айқындалады - мысал 1-суретте келтірілген. 1-суретте келтірілген тұйықтау магистральдары өлшеу барысында анықталуға тиіс.

1-сурет. Тұйықтаушы құрылғылардың магистральдарын төсеу схемасы:

1 – тұйықтау магистралі; 2 – АТК; 3 – қосу сымдары

2. Қосу сымдарының көмегімен АТК тұйықтаушы құрылғының екі нүктесіне қосылады, мысалы 1-суретте көрсетілгендей AT1 автотрансформаторының корпусына (1-нүкте) және ҚБ ғимаратының тұйықтау магистраліне (2-нүкте).

3. АТК қосылады да реттегішпен өлшеу сымдарындағы магниттік өрісті қамтамасыз ететін ток белгіленеді, оның кернеуі ең жоғары фондық кернеуден кем дегенде 10 есе артық болады.

4. Жасанды тұйықтағыш магистралі былайша айқындалады: 1-суреттің 1-нүктесінен бастап тұйықтағыштың төселу бағытына сәйкес келетін магниттік өрістің ең жоғары мәні бар топырақ бетінде бағыт бар. 1-суретте жасанды тұйықтағыштың бірінші учаскесі 1 және 3-нүктелер арасындағы кесіндіге, екіншісі 3 және 4-нүктелер арасындағы кесіндіге сәйкес келеді, осылайша 2-нүктеге дейін.

5. Жасанды тұйықтағыш тармақталатын жерлерде осы қосымшаның 4-тармағы бойынша өлшеулер қайталанады және 1 және 2-нүктелерді байланыстыратын тұйықтағыштың қалған магистральдары айқындалады.

6. Тұйықтаушы құрылғының бір торабынан екіншісіне біртіндеп өту арқылы тарату құрылғысының зерттелетін учаскесінде топырақта тұйықтағыштың шиналары төселетін трасса жасалады. Келесі учаскеге өту үшін АТК-ны тұйықтаушы құрылғының басқа екі нүктесіне қосуды жүргізу қажет.

7. Тұйықтаушы құрылғылардың үзілген жерлері былайша анықталады.

Егер тұйықтау магистралінде, мысалы 1-суреттің 4 және 5-нүктелері арасында үзілген жер болса, онда 4-нүктеден 5-нүктеге өту кезінде ИПМ көрсеткіштері фон деңгейінде болады, өйткені 4 және 5-нүктелер арасындағы кесіндіде ток өтпейді.

8. Тұйықтағыштың көлденең шиналарын төсеу тереңдігі таңдау арқылы анықталады (соңғыларының кемінде әр 10 м сайын).

9. Тарату құрылғысының аумағын толық тексеру негізінде үзілген ықтимал тұстарын көрсете отырып, жасанды тұйықтағыштың магистральдарын төсеудің шынайы схемасы жасалады.

10. Технологиялық жабдық пен тұйықтаушы құрылғы арасындағы байланыс айқындалады. Мысалы, 1-суретте AT1-дің тұйықтаушы құрылғымен байланысы белгіленеді. Бұл үшін АТК көзі өткізгіш, AT1 тұйықтаушы корпусы (1-суреттің 1-нүктесі) мен тұйықтаушы құрылғының басқа нүктесі (1-суреттің 4-нүктесі) арасында қосылады. АТК қосылады да, қосылған сымдағы Н кернеуі айқындалады. ИПМ көмегімен мыналардан өтетін токтардан болатын Н жиынтық магниттік өрістің үлесі айқындалады:

1) төменге, жасанды тұйықтағышқа;

2) қуат және өлшеу кабельдерінің қабықшалары бойымен;

3) порталдардың және басқа да металл конструкциялардың құбырлары немесе қаңқалары бойымен.

Электр қондырғысының барлық жабдығы үшін өлшеу осыған ұқсас жүргізіледі. Осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 1-кестесі толтырылады. Сонымен бір уақытта қажетіне қарай осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 2-кестесі толтырылады, онда тұйықтаушы құрылғымен байланысы жоқ жабдық көрсетіледі.

11. Осы 2-қосымшаның 9 және 10-тармақтары бойынша өлшеудің негізінде тұйықтаушы құрылғының схемасы жасалады, ол тұйықтаушы құрылғымен байланысы бар жасанды тұйықтағыштың магистральдарын, кабель арналарын, порталдарды және басқа да металл конструкцияларды қамтиды.

12. Тұйықтаушы құрылғылар бойынша электр-техникалық жабдық арасындағы байланыс тойтарысы айқындалады – осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 4.3-кестесі.

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

Маусымдық коэффициентті таңдау, электр-химиялық әлеуетті өлшеу және кезбе токтардың бар-жоғын айқындау

1. Тұйықтағыш тойтарысының маусымдық коэффициентін таңдау.

R_зу тұйықтаушы құрылғының тойтарысын айқындау кезінде U_зу тұйықтаушы құрылғыдағы кернеуді есептеуде К_с тұйықтағыш тойтарысының маусымдық коэффициенті пайдаланылады.

Тойтарыстың маусымдық коэффициенті шағын станцияның жобасында көрсетіледі. Жобалау деректері бар болған кезде К_с маусымдық коэффициент мәні жобада көрсетілгендей түрде қабылданады.

Жобалау деректері болмаған кезде коэффициент осы 3-қосымшаның 1-кестесі бойынша таңдап алынады. Тойтарыстың маусымдық коэффициенті мыналарға тәуелді болады:

1) алаңымен және тік электродтардың ұзындығымен айқындалатын тұйықтаушы құрылғының мөлшері;

2) топырақтың электрлік құрылымы;

3) осы 3-қосымшаның 2-кестесінен К топырақтың үлестік тойтарысының маусымдық коэффициенті;

4) шағын станцияның географиялық орналасу ауданы;

5) осы қосымшаның 1-кестесінде көрсетілмеген тойтарыстың маусымдық коэффициентінің мәндері интерполяция жолымен айқындалады (ұзындығы 30 және 50 метр тік электродтар тереңге жіберілетін тұйықтағыштарға жатады).

1-кесте

К_с тұйықтағыш тойтарысының маусымдық коэффициенттері

Ш/ст ауданынан шаршы түбірдің мәні , м	Топырақтың электрлік құрылымы	К, осы 3-қосымшаның 2-кестесі бойынша	Географиялық аудандардағы Кс
			48-ші параллельден оңтүстікке қарай			48-ші және 57-ші параллельдер арасында
			тік электродтардың ұзындығы, м
			0-6	30	50	0-6	30	50
10	Топырақтағы су	3	1,4	1,3	1,0	1,5	1,5	1,1
		20	1,9	1,5	1,1	2,8	2,1	1,1
		50	2,0	1,6	1,1	4,0	2,2	1,1
	Біртекті	3	1,1	1,1	1,0	1,4	1,1	1,0
		20	1,4	1,1	1,0	4,4	1,2	1,0
		50	1,8	1,1	1,0	9,5	1,3	1,0
	Төсеме жыныстар, тасты	3	1,2	1,0	1,0	2,3	1,0	1,0
		20	2,9	1,1	1,0	13	1,1	1,0
		50	5,7	1,1	1,0	32	1,1	1,0
50	Топырақтағы су	3	1,2	1,1	1,0	1,2	1,2	1,0
		20	1,4	1,2	1,0	1,7	1,7	1,1
		50	1,5	1,3	1,1	2,3	2,0	1,1
	Біртекті	3	1,1	1,1	1,0	1,3	1,2	1,0
		20	1,3	1,1	1,0	3,2	1,9	1,0
		50	1,6	1,2	1,0	6,8	2,2	1,0
	Төсеме жыныстар, тасты	3	1,2	1,1	1,0	2,1	1,3	1,0
		20	2,5	1,5	1,1	11	1,6	1,0
		50	4,8	2,0	1,1	28	1,6	1,0
500	Топырақтағы су	3	1,1	1,0	1,0	1,2	1,2	1,2
		20	1,2	1,1	1,0	2,9	2,7	1,5
		50	1,5	1,2	1,0	5,8	4,7	1,6
	Біртекті	3	1,1	1,0	1,0	1,2	1,2	1,2
		20	1,2	1,1	1,0	2,9	2,7	1,5
		50	1,5	1,2	1,0	5,8	4,7	1,6
	Төсеме жыныстар, тасты	3	1,2	1,1	1,0	2,0	1,8	1,2
		20	2,2	1,4	1,0	11	5,4	1,3
		50	4,1	1,5	1,0	25	10	1,5

2-кесте

К топырақтың үлестік тойтарысының маусымдық коэффициенттері

Топырақ түрі	К ылғалды болуы*
	нормативті	нормадан төмен	нормалдан жоғары
Саз	3	2	10
Құмайт, саздақ	5	3	20
Құм	10	3	50
* Өлшеудің алдындағы кезеңдегі жауын-шашын көлемі.

2. Тұйықтаушы құрылғының _ов электр-химиялық қышқылдану-қалпына келу әлеуетін және топырақтың үлестік тойтарысын өлшеу. Өлшеу осы қосымшаның 1-суретінде бейнеленген кесте бойынша жүргізіледі.

Әрбір АТҚ-ның әртүрлі нүктелерінде 10 - 12 өлшеу жүргізу ұсынылады. 6,10/0,4 кВ шағын станциялар үшін 1 - 3 өлшеумен шектелуге болады.

Өлшеу үшін мыналар талап етіледі:

1) диаметрі 10 мм және ұзындығы 0,6 м болаттан (Ст.3) жасалған сынама электрод;

2) салыстыру электроды, мұндай электрод ретінде ЭВЛ (1 м) түріндегі хлор-күміс немесе ЭН-1 түріндегі мыс-сульфат электродын пайдаланған жөн;

3) кіріс тойтарысы үлкен ұдайы кернеу милливольтметрі (MB), мысалы Ф 4318.

Сынама электрод топыраққа 0,5 м тереңдікке тұйықтағышпен кездейсоқ түйісу орын алмайтындай түрде батырылады. Салыстыру электроды алдын ала тазартылған (шөптен, қиыршықтастан) және ылғалдандырылған топыраққа сынама электродынан 0,5 - 1 м қашықтыққа орнатылады. Олардың арасында _п,с әлеуеттерінің айырмасы өлшенеді, ол әдетте 200-500 мВ құрайды, бұл ретте сынама электрод мейлінше теріс. Содан кейін тұйықтаушы құрылғының тұйықтағышы мен _з салыстыру электродының арасындағы әлеуеттердің айырмасы өлшенеді.

1-сурет. Электр-химиялық қышқылдану-қалпына келу әлеуетін өлшеу схемасы:

1 – ұзындығы 0,5 м, диаметрі 10 мм сынама электрод; 2 – салыстыру электроды; 3 – тұйықтаушы құрылғының тұйықтағышы

Егер

_з

_п,с-тан 100 мВ астам ерекшеленетін болса, онда бұл топырақ коррозиясы процестеріне түйісу коррозиясы және (немесе) кезбе токтармен электр коррозиясы түскенін білдіреді. Бұл жағдайда коррозия жай-күйін тексеру үшін арнаулы ұйымды шақырған жөн.

Электр-химия әлеуетін өлшегеннен кейін R_эп сынама электродының тойтарысын өлшеу жолымен топырақтың үлестік тойтарысын бағалап айқындау жүргізіледі. Бұл өлшеуді осы Әдістемелік нұсқауларға 8-қосымшаның 9-суретіндегі схема бойынша орындауға болады, мұнда пластинаның орнына сынама электрод қосылған немесе (топырақ тойтарысы төмен болғанда) осы Әдістемелік нұсқаулардың нұсқауларға 8-қосымшаның 10-суретіндегі схема бойынша Қазақстан Республикасының сертификаттары бар аспаптармен ток электродын өлшенетін сынама электродынан 4 м қашықтыққа, ал әлеуетті электродты 2,5 м қашықтыққа орналастыра отырып орындауға болады. топырақтың үлестік тойтарысы мына формула бойынша айқындалады:

= 0,6 R_пэ. (18)

мұнда R_пэ – сыналатын электродтың тойтарысы, Ом.

Өлшенген электр-химиялық әлеует бойынша З_к коррозиялық аймақ нөмірі айқындалады:

(19)

мұнда

_п.с.- электрохимиялық әлеует, В;

- топырақтың үлестік тойтарысы, Ом*м.

0; 1; 2-ге тең З_к мәндері коррозияның үлкен қауіптілігіне сәйкес келеді; 3-ке және 4-ке тең З_к мәндері - қауіптіліктің орташа дәрежесі; 5-ке тең - қауіптіліктің әлсіз дәрежесі. Осы 3-қосымшаның 2-суретінің қисық сызықтары бойынша шағын станцияның салынған кезінен басталған мерзімді білетін болсақ, тұйықтағыштар қимасының коррозиялық азаю болжамын жасауға және соның негізінде тұйықтағыштың жай-күйі мен кезекті тексеру мерзімдері туралы тұжырым жасауға болады.

Өлшеу нәтижесі бойынша коррозияның неғұрлым көп тереңдігі анықталған жерлерде көлденең тұйықтағыштарды қазып алуды жүргізу ұсынылады (З_к

3 үшін қажет). Егер қазып алу нәтижелері болжамға сәйкес келсе, онда кезекті тексеру мерзімдеріне түзету енгізіледі. Егер қиманы тексеріп қарауда және өлшеуде коррозия тереңдігі болжамдағыдан жоғары екені анықталса, онда арнаулы ұйымдарға жүгінген жөн.

3. Жерде кезбе токтардың бар-жоғын айқындау. Жерде кезбе токтардың бар-жоғы осы ауданда төселген жерасты металл құрылыстары мен жердің арасындағы әлеуеттердің айырмасын өлшеу нәтижесі бойынша айқындалады.

Жерасты металл құрылыстары болмаған жағдайда кезбе токтардың бар-жоғын өлшеу электродтары 100 м таралған жағдайда өзара перпендикулярлы екі бағыт бойынша әлеуеттердің айырмасын өлшеу арқылы айқындаған жөн (осы 3-қосымшаның 3-суреті).

Өлшеуді жүргізу кезінде мыс-сульфат салыстыру электродтары пайдаланылады, олар екі электродтың электр қозғаушы күштерінің айырмасы 2 мВ-дан аспайтындай етіп іріктеліп алынады.

Жергілікті жерде өлшеу электродтарын орналастырудың екі нұсқасы бар: болашақ құрылыс трассасына қатарлас, содан кейін трасса осіне перпендикуляр және жарық тараптарына сәйкес. Екінші нұсқа тұтас ауданның коррозиялық жағдайлары зерделенген кезде, сондай-ақ жерасты құрылыстың трассасы күрделі болғанда ыңғайлы.

2-сурет. Болаттың фунттық коррозиясының орташа тереңдігінің өсуі

3-сурет. Жердегі кезбе токтарды анықтау үшін өлшеу схемасы

1 - мыс-сульфат электродтар; 2 - оқшауланған сымдар; L_э - өлшеу электродтарының арасындағы қашықтық

Өлшеу жүргізген кезде осциллографтың қосылуын мұқият қадағалау қажет. Егер өлшеу электродтары құрылыстың болжамды трассасында орналасатын болса, онда осциллографтың өлшегіш қармауышы трассаның бас жағына бағытталған электродқа қосылуға тиіс. Перпендикуляр түрінде орнатылған электродтарды "төменгі" электрод осциллографтың өлшегіш қармауышына, ал "жоғарғысы" - осциллограф экранына қосылатындай етіп қосқан жөн. Электродтар екінші нұсқа бойынша орналастырылған кезде осциллографтың өлшегіш қармауышына оңтүстікке және батысқа, ал экранына солтүстікке және шығысқа бағдарланған электродтар қосылады.

Егер әлеуеттердің өлшенетін айырмасы орнықты болса, яғни мәні мен белгісі жағынан өзгермейтін болса, онда жерде топырақтан шығатын токтар бар деген сөз.

Егер әлеуеттердің өлшенетін айырмасының сипаты орнықсыз болса, яғни мәні мен белгісі жағынан немесе мәні жағынан ғана өзгеретін болса, онда бұл басқа көздерден шығатын кезбе токтардың бар екенін көрсетеді.

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

Бөлінетін коммуникацияларды ескермей, электр қондырғысының жасанды тұйықтағышының тойтарысын айқындау

КДЗ-1 аспабының көмегімен электр қондырғысынан шығатын коммуникациялар арқылы токтың жайылу үлесі () ток көзінің жиынтық тогынан пайызбен айқындалады (коммуникациялардың геометриялық мөлшерін ескере отырып). Көрсетілген жұмысты селективті ток өлшегіш тістеуіктерді немесе КДЗ-с аспабының ИПМ пайдалана отырып орындауға болады. Бұл үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 4.2-кестесі толтырылады:

1) ИПМ көмегімен АТК-ға қосылған сымда тікелей, сондай-ақ кабельдердің, тростары бар ӘЖ тіреулері металл конструкциялардың және электр қондырғысынан шығатын құбыржолдардың радиустарына сәйкес келетін әртүрлі қашықтықтағы магниттік өрістің кернеуі тіркеледі; магниттік өріс кернеуінің алынған мәндері токтың 100% өтуіне сәйкес келеді;

2) кабельдердің, құбыржолдардың және электр қондырғысынан шығатын басқа да металл конструкцияларының әрқайсысындағы магниттік өріс қосылыстар схемасын және АТК тогының мәнін өзгертпей айқындалады; өлшеу нәтижелері осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 4.2-кестесіне жазылады;

3) электр қондырғысынан шығатын коммуникациялар бойынша токтың жайылу пайызы есептеп шығарылады;

4) R_з тұйықтағыш тойтарысы R_зу мен шығатын коммуникациялар бойынша өтетін () ток үлесін ескере отырып, мына мән бойынша айқындалады

(20)

мұнда R_ЗУ – тұйықтаушы құрылғының тойтарысы, Ом;

– таралатын коммуникациялар бойынша өтетін ток үлесі.

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 5-қосымша

Электр қондырғысының тұйықтаушы құрылғысының санын есептеу

Тұйықтаушы құрылғының сандық есебі талдау және энергия объектісінің тұйықтаушы құрылғысын реконструкциялау бойынша ұсынымдар тұжырымдау мақсатында жүргізіледі.

Есептеу барысында R_тқ, U_пр өлшенген мәндерін есептік мәндермен салыстыру жүргізіледі. Топырақтың мейлінше ықтимал үлестік тойтарысы кезіндегі R_ЗУ мәндері, сондай-ақ қысқа тұйықталу токтарының және электр жабдығын ажырату уақытының берілген мәндері кезіндегі энергия объектісінің бүкіл аумағы бойынша U_пр мәндері айқындалады.

Мәскеу энергетикалық институтында ORU арнайы бағдарламасы (бағдарламалық кешен шағын станциялардың және басқа да электр қондырғыларының ашық таратушы құрылғыларының тұйықтаушы құрылғыларын есептеуге арналған) әзірленген, ол мынадай техникалық талаптарды қанағаттандыра отырып, ТҚ тұйықтаушы құрылғының сандық талдауын жүргізуге мүмкіндік береді:

1. Көлденең және тік элементтерден тұратын әрі еркін конфигурациялы торлары бар тұйықтаушы құрылғыны есептеу мүмкіндігі. Бағдарлама мейлінше ауқымды (500 м х 500 м дейін) аумақтағы тұйықтаушы құрылғының конфигурациясын барынша егжей-тегжейлі сипаттауға мүмкіндік беруге тиіс.

2. Жер үстіндегі элементтердің және тұйықтаушы құрылғының, сондай-ақ табиғи тұйықтағыштың шунттаушы элементтерінің (аппараттардың тұйықталатын жақтаулары, порталдар, әртүрлі мақсаттағы тұйықталған құбырлар, қайталама тізбектер кабельдерінің экрандары) бар-жоғын есепке алу мүмкіндігі.

3. Тұйықтаушы құрылғының барлық элементтерінің тойтарысын есепке алу мүмкіндігі.

4. Тұйықтаушы құрылғының параметрлерін есептеу мүмкіндігі:

1) тұйықтаушы құрылғының барлық элементтерінің эквиәлеуеттілігі кезінде (статикалық режим) тұйықтаушы құрылғының тойтарысы;

2) көлденең тұйықтағыштардың ұзына бойы тойтарысын (динамикалық режим) ескере отырып, тұйықтаушы құрылғының тойтарысы;

3) қысқа тұйықталу токтарының өтуі режимінде тұйықтаушы құрылғының барлық (жерасты және жерүсті) элементтері бойынша токтың таралуы;

4) қысқа тұйықталу токтарының өтуі режимінде бойынша әлеуеттердің таралуы;

5) тұйықтаушы құрылғы арқылы қысқа тұйықталу токтарының өтуі режимінде жер беті бойынша әлеуеттердің таралуы. Бұл ретте тұйықтаушы құрылғының кез келген берілген (немесе бөлінген) бөлігінде әлеуеттің таралуын есептеу мүмкіндігі болуға тиіс;

6) қысқа тұйықталу токтарының өтуі режимінде тұйықтаушы құрылғының кез келген нүктесіндегі жанасу кернеуі және қадамдық кернеу.

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 6-қосымша

Формасы

"БЕКІТЕМІН" бас инженер ______________________________________________________ энергия объектісінің атауы ______________________________________________________ қолы, т.а.ә "____"_______________20 __ж. күні

Энергия объектісінің тұйықтаушы құрылғысына арналған паспорт

Пайдалануға берілген күні _____________________________________

Күрделі жөнделген (реконструкцияланған) күні_____________________

Тұйықтағыштардың материалы __________________________________

Қосу шиналарының профилі_________________________________

Қосу шиналарының қимасы ____________________________________

Тұйықтағыш шиналарының бату тереңдігі _________________________

Тұйықтаушы құрылғылардың орындау схемалары

Жабдықтың электр-магниттік үйлесімділігі_____________________

Тұйықтаушы құрылғының пайдалануға жарамдылығы туралы шешім:__

______________________________________________________________

______________________________________________________________

Энергия объектісінің тұйықтаушы құрылғысын тексеру нәтижелері

№ Р.с. №	Объектінің атауы	Тексерілген күні	Токтың жайылуына тойтарыс, Ом	Шығатын коммуникацияларсыз токтың жайылуына тойтарыс, Ом	Тұйықтағыштың коррозия дәрежесі	Пайдалануға жарамдылығы	Келесі тексеру күні	Ескертпелер

Жасанды тұйықтағышы бар энергия объектісі жабдықтарының байланыстарын тексеру нәтижелері

№ Р. с. №	Жабдық	Тексерілген күні	Жабдықтың тұйықтаушы құрылғымен байланысының бар-жоғы	Жасанды тұйықтағыш бойынша жабдықтың арасындағы байланыстың тойтарысы, Ом	Коррозия дәрежесі, %	Жабдық тұйықтағышының пайдалануға жарамдылығы	Келесі тексеру күні	Ескертпелер

Энергия объектісіндегі жанасу кернеуін бақылап өлшеудің нәтижелері

№ Р. с. №	Объектінің атауы	Тексерілген күні	КЗ есептік тогы, кА	Қорғаныстың іске қосылу уақыты, с	Жанасу кернеуінің ең жоғары мәні, В	Нормативтік құжаттарға сәйкестігі	Келесі тексеру күні

Тұйықтаушы құрылғы жөнделгеннен немесе реконструкцияланғаннан кейінгі өзгерістер туралы мәліметтер

Өзгерістер тізбесі	Жұмыстар түрі (жабдықты ауыстыру, жөндеу, реконструкциялау)	Жұмыстардың жүргізілген уақыты	Орындаушы ұйым	ТҚ орындау схемасына өзгерістер енгізу туралы белгі

Ақаулар ведомосі

Р.с. №	Тексерілген күні	Жабдық немесе жабдықтар тобы	Анықталған	Ақауларды жою
			ақаулар	Орындаушы ұйым	Ақауларды жою туралы белгі	күні

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 7-қосымша

Тұйықтаушы құрылғының жай-күйін тексеру хаттамасы

ШС _____________________________________________________

атауы

________________________ "___"_____________20 __ж.

кәсіпорынның атауы

1. Өлшеудің мақсаты ___________________________________________

2. Ауа-райы жағдайлары _______________________________________

3. Өлшеу құралдары __________________________________________

4. Тексеру және өлшеу нәтижелері

4.1. Металл байланыстарын, элементтердің қимасын, түйіспелі қосылыстарды,

тұйықтаушы құрылғының коррозиялық жай-күйін тексеру

Тексеру орны	Ақаулық сипаты

4.2. Тұйықтаушы құрылғының шынайы схемасын айқындау

4.2.1. Тұйықталмаған жабдықтың тізбесі

Жабдықтың атауы	Ақаулық сипаты

4.2.2. Электр жабдығының тұйықтаушы құрылғымен байланысының тойтарысын өлшеу нәтижелері

Қорек көзінің қосылатын токтары		Iизм,А	Uизм, В	Zсв400 (КДЗ-1 пайдалана отырып)
1	2

Қорытынды __________________________________________________________________

4.3. ТҚ тойтарысын өлшеу

rэт мәні белгілі болған кезде тұйықтаушы құрылғының тойтарысы		Rэп/rэт
		0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
	rэт =
Rизм Ом	rэт =
	rэт =

Тәуелділігі бойынша айқындалған тұйықтаушы құрылғының тойтарысы

R_изм = f (r_эп/r_эт)____________________Ом.

Тойтарыстың маусымдық коэффициенті К_с = _______________________

ТҚ тойтарысы R_зу = К_с R_изм =______________________________Ом.

Қорытынды _________________________________________________________________

4.4. Тұйықтаушы құрылғыдағы кернеуді тексеру

Жерге бір фазалы тұйықталу кезінде тұйықтағыштан жерге ығысатын токтың мәні:

I_КЗ = _______________кА.

ТҚ-дағы кернеу: U_зу = R_зу I_КЗ = _________кВ.

Қорытынды _____________________________________________________________

4.5. ОРУ жабдығындағы (конструкциялардағы) жанасу кернеуі

Жерге тұйықталу тогы I_КЗ = ______________кА.

Ажырату уақыты

= _________ с.

Жанасу кернеуінің нормасы _________ В.

Р.с. №	Өлшеу орны	Rзу = Uизм/Iизм (аспап бойынша)	Rосн кОм	Uпр В

Қорытынды __________________________________________________________________

Электр қондырғыларының жерге тұйықтау құрылғыларының жай-күйін бақылау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 8-қосымша

Тұйықтаушы құрылғылардың жай-күйін тексеру әдістері

1-кесте

Жол берілетін токтар

Трос маркасы	ПС25	ПС35	ПС50	ПС-70	АС-35	AC-50	AC-70	AC-95	AC-120	AC-150
Iдоп кА	1,5	2,0	3,0	4,5	5,5	7,2	10,3	14,4	17,1	22,2

1-сурет. Шағын станцияның тұйықтаушы құрылғысының жоспар-схемасы:

2-сурет. ТҚ тойтарысын өлшеудің қағидаттық схемасы:

ТҚ – тұйықтаушы құрылғы; П – әлеуетті электрод; Т – ток электроды

3-сурет. Өлшенген тойтарыстың әлеуетті электродтан ток электродына дейінгі қашықтықтан тәуелділігі:

а – ток электроды мейлінше алыс болғанда; б – ток электродының алыстығы жеткіліксіз болғанда;

1 - r_эт = 3Д кезіндегі қисық сызық; 2 - r_эт = 2Д кезіндегі қисық сызық

4-сурет. Тростарды ажыратпай тіреудің тойтарысын өлшеу кезінде электродтардың өзара орналасуының схемасы

5-сурет. Өлшеу кезінде өлшеу аспаптарын қосудың дәйекті пайдаланылатын үш нұсқасының схемалары (осы 8-қосымшаның 4-суреті)

6-сурет. Әуе желілерінің тіреулері мен найзағай бұрғыштар тұйықтағыштарының тойтарысын өлшеу схемасы:

1 – импульсті ток көзі; 2 - пик-вольтметр; 3 – әлеуетті электрод; 4 - ток электроды; 5 – тұйықтаушы құрылғы

7-сурет. Тіреудің тұйықтаушы құрылғысы мен әлеуетті электродтың арасындағы әлеуеттер айырмасының олардың арасындағы қашықтықтан тәуелділігі

8-сурет. Жанасу кернеуін айқындау кезінде өлшеу тізбектерінің схемалары:

а – жұмыс орнында; б – жұмыс орнынан тыс жерде

9-сурет. Негіздің тойтарысын өлшеу схемасы:

1 - мегомметр; 2 - тақтай; 3 - поролон; 4 – мыс тор; 5 – дымқыл шүберек

10-сурет. Негіздің тойтарысын өлшеу схемасы:

1 - мегомметр; 2 - тақтай; 3 - поролон; 4 – мыс тор; 5 – дымқыл шүберек

2-кесте

Жанасу кернеуінің мәндерін тұйықтаушы жабдықтың ұзындығына байланысты 400 Гц жиіліктен 50 Гц жиілікке қайта есептеу коэффициентінің мәні

Қайта есептеу коэффициенті Kп	Өткізгіштің ұзындығы L, м
1	0-5
1,05	5-10
1,1	10-15
1,15	15-20
1,2	20-25
1,25	25-30

3-кесте

ПП-А/3 сақтандырғыштарының тесіп өту кернеулерінің негізгі мәндері

Желінің номиналды кернеуі, В	Орындау	Тесіп өту кернеуі, В	Слюда төсеменің қалыңдығы, мм
220-380		351-500	0,08 0,02
500-660		701-1000	0,21 0,03

4-кесте

Әртүрлі жағдайлар үшін I_реал ток мәні

	Бастапқы желідегі кернеу Uн, кВ
Шынайы ток, кА	110			220			330			500		750
	тармақталатын желілер саны nл
	1	4	1		4	1		4	1		4		1	4
ОПН-нан шағын станциядағы КЗ жанындағы тұйықтағышқа келетін ток импульсінің амплитудасы IОПНКЗ	0,48	1,9	0,95		3,8	1,15		6,2	2,75		11,0		4,75	19,0
Вентильді ажыратушылары бар шағын станциядағы КЗ жанындағы ток импульсінің амплитудасы (тесіп өту мәні ең төмен болған жағдайда) IРВ(мин)КЗ	0,55	2,2	1,1		4,25	1,8		7,0	3,2		12,8		4,4	17,6
Вентильді ажыратушылары бар шағын станциядағы КЗ жанындағы ток импульсінің амплитудасы (тесіп өту мәні ең жоғары болған жағдайда) IРВ(макс)КЗ	0,88	3,5	1,8		7,1	2,2		8,7	3,3		15,3		5,4	21,5
Коммутациялық процестер кезіндегі токтың ең жоғары мәні Iком. макс	0,225		0,45			0,77			1,450				2,450
Коммутациялық процестер кезіндегі токтың неғұрлым ықтимал мәні Iком. вер	0,035		0,09			0,23			0,50				0,85

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 29-қосымша

Жылу электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарын нормалау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарын нормалау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларындағы (бұдан әрі – ЖЭС) отынның үлестік шығыстарын нормалауды анықтауға арналған.

2. Нормалау міндеттеріне жылу электр станциялары жабдықтарының жұмысын объективті талдау, тиімсіз отын шығыстарының себебін айқындау және отын үнемдеудің режимін жүзеге асыру кіреді. Нормалауға жылу электр станцияларының қуаты 10 мегаватт (бұдан әрі – МВт) және одан да көп отын шығыстары жатады.

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) отынның үлестік шығыстарын нормалау – босатылатын электр энергиясы мен жылуы үшін отынның үлестік шығыстарының техникалық тұрғыдан негізделген мәнін белгілеу;

2) отын пайдаланудың көрсеткіштері – электр станциясы жұмысының үнемділігі мен тиімділігін талдау үшін қолданылатын, босатылатын электр энергиясы мен жылуы үшін отынның үлестік шығыстарының көрсеткіштері;

3) есептік кезең – есептілік жасалатын кезең.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамаға сәйкес қолданылады.

2-тарау. Жылу электр станцияларындағы отын пайдалану жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттаманы қалыптастыру тәртібі

4. ЖЭС-та отынның шығыстарын нормалау ғылыми-техникалық құжаттама негізінде жүзеге асырылады.

5. ЖЭС-та отын пайдалану бойынша нормативтік-техникалық құжаттаманың (бұдан әрі – НТҚ) мазмұны:

1) жабдықтың әрбір кіші тобындағы қазанның энергетикалық сипаттамасы;

2) жабдықтың әрбір кіші тобындағы турбоагрегаттың энергетикалық сипаттамасы;

3) жабдықтың әрбір кіші тобында жылуды шығарумен байланысты жылудың технологиялық тәуелділігі;

4) жабдықтың әрбір кіші тобының, жалпы электр станциясының жеке қажеттіліктеріне электр энергиясы мен жылудың абсолюттік немесе үлестік шығындарының тәуелділігі;

5) жабдықтың энергетикалық сипаттамасын және электр энергиясы мен жылудың жеке қажеттіліктеріне жұмсау тәуелділіктерін әзірлеу немесе қайта өңдеу жөніндегі түсіндірме жазбахат;

6) босатылатын электр энергиясы мен жылуы үшін отынның атаулы меншікті үлестік шығысының кестелері;

7) жабдықтың жылу үнемділігінің резервін пайдалану дәрежесінің мәндерін белгілеу хаттамасы және оларды іске асыру жөніндегі іс-шаралар тізбесі;

8) атаулы, нормативтік үлестік шығыстар және жылу үнемдеуді есептеу макеттері.

6. Жабдықтың энергетикалық сипаттамалары және жабдық тобының, кіші тобының жеке қажеттіліктері үшін электр энергиясы мен жылу шығыстарының тәуелділігі жалпы ЖЭС жабдығының үлгілік энергетикалық сипаттамасына сәйкес, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) әзірленеді.

7. Жабдықтың энергетикалық сипаттамасының құрамында келтірілген параметрлер мен көрсеткіштерін өзгерту үшін түзетулер:

1) параметрдің немесе көрсеткіштің атаулы меншікті мәні негізінде сыртқы факторлардың нақты немесе болжалды шамасы кезінде параметрдің немесе көрсеткіштің атаулы мәнін айқындау үшін;

2) параметрдің немесе көрсеткіштің нақты мәнінің оның атаулы мәнінен ауытқуына байланысты жабдықтың жылу үнемділігінің резервін бағалау үшін пайдаланылады.

8. Отынның атаулы меншікті үлестік шығысының кестелері электр станциясы жабдығының әрбір кіші тобына қысқы және жазғы кезеңдерге жұмыс істеп тұрған жабдықтың, электр жүктемесінің өзгеруінің нақты диапазонындағы жылуды босатудың орташа мәнінің үйлесуі кезінде есептеледі және құрылады.

9. Кестелерде мыналар көрсетіледі:

1) кестелерді құру кезінде сыртқы факторлардың параметрлері, шарттары мен мәндері;

2) сыртқы факторлар мен жағдайларды өзгертуге арналған отынның үлестік шығыстарына жасалатын түзетулер;

3) жұмыс істейтін агрегаттардың үйлесімділігі;

4) жабдықты түрлі жылу жағдайларынан іске қосқан кезде отынның ысырабы;

5) энергетикалық және ең үлкен шекті су ысыту қазанының электр энергиясының жылу босату бойынша жылу үнемділігінің резерві коэффициентінің НТҚ-ны әзірлеу немесе қайта қарау алдындағы 12 айға орташа мәні;

6) әрбір жылдың желтоқсанына және НТҚ-ның қолданылу кезеңінің соңғы айына арналған үдемелі қорытындымен ең үлкен шекті су ысыту қазанының жылу шығаруы және энергетикалық қазанының электр энергиясын шығаруы бойынша жылу үнемділігі резервін пайдалану дәрежесінің мәні.

10. Әртүрлі үлгідегі және әртүрлі үнемделетін екі немесе үш турбоагрегат орнатылған электр станциялары үшін электр энергиясын босату бойынша резерв коэффициентінің мәні агрегат бойынша сараланады.

11. Жылу үнемділігінің резервін пайдалану дәрежесінің мәні электр станциясының резервтің толық іске асырылуын қамтамасыз ететін іс-шаралар кешенін әзірлеу арқылы белгіленеді. Әрбір іс-шара бойынша оның техникалық маңызы және шартты отынның жылдық үнемі көрсетіледі.

12. Электр энергетикасы саласындағы мемлекеттік энергетикалық қадағалау және бақылау жөніндегі аумақтық орган:

1) әзірленген іс-шаралардың материалдық ресурстармен және ақшалай қаражатпен қамтамасыз етілуін бағалайды;

2) орындау мерзімін көрсете отырып, алдағы бес жыл ішінде ЖЭС-та іске асырылатын іс-шаралар тізбесін бекітеді;

3) іске асырылатын іс-шаралардың экономикалық тиімділігі мен орындалу мерзіміне сүйене отырып, жабдықтың жылу үнемділігінің резервін пайдалану дәрежесінің мәнін белгілейді;

4) алдағы бес жыл ішінде жылу үнемділігінің резервін пайдалану дәрежесінің мәні көрсетілетін іс-шараларды қарастыру хаттамасын жасайды, олардың жеткіліксіз деңгейіне негіздемелер келтіреді.

13. Хаттамаға электр станциясының басшылығы қол қояды және оны электр энергетикасы саласындағы мемлекеттік энергетикалық қадағалау және бақылау жөніндегі аумақтық органның өкілі бекітеді. Хаттамаға экономикалық тиімділігі мен орындау мерзімі көрсетілген іс-шаралар тізбесі қоса беріледі.

14. Отынның атаулы меншікті шығысын, үнемділігі мен артық жұмсалуын есептеу макетінде электр станциясының жабдықтың жылу үнемділігі туралы есебінде берілген көрсеткіштердің атаулы және нормативтік мәндерін есептеу тәртібі белгіленеді, есептеу формулалары мен бастапқы ақпарат көздеріне сілтеме беріледі.

15. Жабдықтың құрамына, оның жылыту схемаларының ерекшеліктеріне, жұмыс режиміне, жағылатын отынның түріне байланысты электр станциясы жабдықтың әрбір кіші тобына арналған макеттер немесе бір жалпы макет дайындайды.

16. Есептеу кезінде бастапқы материалдар ретінде жабдықтың энергетикалық сипаттамасы пайдаланылады.

17. Макеттерде мыналар көрсетіледі:

1) нақты орташа жүктеме кезінде энергетикалық сипаттама бойынша анықталған негізгі және аралық көрсеткіштердің атаулы меншікті мәні. Турбоагрегаттардың көрсеткіштері жұмыстың әрбір режиміне белгіленеді.

2) сыртқы факторлардың нақты мәні және энергетикалық сипаттаманы құру кезінде қабылданған мәннен олардың айырмашылығы;

3) энергетикалық сипаттама құрған кезде қабылданған сыртқы факторлардың нақты мәнінің айырмашылығына негізгі және аралық көрсеткіштеріне жасалған түзетудің мәндері;

4) нақты жұмыс режимдері мен сыртқы факторлар мәндеріне арналған агрегаттардың негізгі және аралық көрсеткіштерінің атаулы мәндері;

5) режимдерді тұрақтандыруға, жаңадан енгізілген жабдықты игеруге арналған отынның үлестік шығысына жасалған түзетулердің мәндері;

6) отынның үлесті шығыстарының атаулы мәндері;

7) жабдықтың жылу үнемділігінің резерві коэффициентінің мәндері;

8) отынның үлестік шығысының нормативтік мәндері;

9) отын үнемдеудің көрсеткіштері.

18. Түсіндірме жазбахатта НТҚ-ны әзірлеу нәтижелері, мәліметтер көрсетіледі:

1) энергетикалық сипаттамалар әзірленетін бастапқы материалдардың атауы;

2) бір типті бірнеше агрегатқа бір сипаттама жасау кезінде сипаттама қолданылатын әрбір агрегатты пайдалану немесе сынақтан өткізу күнінен бастап жүргізілген жұмыстың ұзақтығы;

3) пайдалану талаптарына рұқсат берудің мәндері;

4) жабдықтың ескіруін, бастапқы материалдардың нақтылығын, жобаның жойылмайтын кемшіліктерінің болуын, жабдықты жасау және монтаждауды ескеретін коэффициенттердің мәндері;

5) су жылытатын қазанның жылуды босатуы және энергетикалық қазанның электр энергиясын босатуы бойынша жылу үнемділігінің резерві, олардың негізін құрайтын жылу үнемділігі резервінің коэффициенттері;

6) жылу үнемділігі резервтерін пайдалану дәрежесі;

7) жабдықтың энергетикалық сипаттамасын әзірлегеннен кейін бес жылдың ішінде резервті толық пайдалануға мүмкіндік бермейтін себептер.

19. Жылуды пайдалану жөніндегі НТҚ-ның қолданылу мерзімі олардың пысықталуы мен бастапқы материалдардың анықтығы деңгейіне қарай белгіленеді, бірақ 5 жылдан аспайды.

20. Жылуды пайдалану жөніндегі әзірленген НТҚ-ға сараптама жүргізіледі, осы Әдістемелік нұсқаулардың 5-тарауының ережелеріне сәйкес келісіледі және бекітіледі.

21. Есептік кезең өткеннен кейін электр станциясы жылуды пайдалану жөніндегі НТҚ негізінде жабдық жұмысының атаулы мәндерін, отынның үлестік шығысының нақты, атаулы және нормативтік мәндерін айқындайды және жабдықтың жылу үнемділігі туралы есепте көрсетіледі.

22. Отынның үлестік шығысын ағымдағы (ай сайынғы) нормалау үшін мыналар айқындалады:

1) жылдың айлары бойынша сараланған жылу үнемділігі резервінің коэффициенттерінің орташа жылдық мәндері;

2) жабдықтың үнемділігін арттыру жөніндегі алға қойылған іс-шараларды орындау мерзімдері мен экономикалық тиімділігіне сәйкес айларға сараланған бес жылдың әрбір жылындағы жылу үнемділігі резервтерін пайдалану дәрежесінің мәндері.

3-тарау. Жылу электр станцияларындағы отынның үлестік шығыстарын нормалау жөніндегі әдістемелік сипаттамалар

23. Жабдықтың энергетикалық сипаттамасы ретінде сыртқы факторлардың тіркелген мәндеріндегі жүктемеден немесе басқа норма құрайтын көрсеткіштерден абсолюттік, үлестік және салыстырмалы есептеуде жабдықтың жұмыс істеуінің техникалық-экономикалық көрсеткіштерінің атаулы және атаулы меншікті мәндерінің тәуелділіктер кешені қабылданады. Энергетикалық сипаттама нормативтік пайдалану, техникалық қызмет көрсету және жөндеу жағдайында техникалық жағынан ақаусыз жабдықтың нақты жылу схемасына әзірленеді.

24. Энергетикалық сипаттамаға сыртқы факторлардың өзгеруіне, параметрлер мен көрсеткіштердің нақты мәндерінің атаулы мәндерінен ауытқуына жекелеген көрсеткіштерге жасалған түзетулер жүйесі кіреді.

25. Қазандар мен турбоагрегаттардың энергетикалық сипаттамасының құрамына олардың жеке тетіктеріне, жеке қажеттіліктерінің құрылғылары мен аппараттарына арналған электр энергиясы мен жылуы шығыстарының тәуелділіктері кіреді.

26. Көрсеткіштердің атаулы меншікті мәндері ретінде сыртқы факторлардың тіркелген мәндері кезіндегі жабдықтың барынша көбірек қол жеткізетін үнемділігін сипаттайтын мәндер қабылданады. Атаулы меншікті мәндер энергия тұтыну режимінің және қоршаған ортаны қорғау талаптарының ерекшеліктерінен белгіленеді. Атаулы меншікті мәндер үшін энергетикалық сипаттаманы әзірлеу кезінде пайдаланылған бастапқы материалдың нақтылығы, жабдықтың моральдық және материалдық тозуы, жобалаудың, жасаудың және монтаждаудың жойылмайтын кемшіліктерінің, пайдалану рұқсатының болуы есепке алынады.

27. Көрсеткіштердің атаулы мәні ретінде сыртқы факторлардың нақты мәнінің белгіленген мәнінен ауытқуына атаулы меншікті мәндерге жасалған түзетулер енгізу жолымен белгіленген мәндер қабылданады.

28. Бастапқы материалдың нақтылығы ретінде жабдықтың энергетикалық сипаттамасын әзірлеу кезінде пайдаланылған бастапқы материалдардағы кемшіліктер қабылданады. Бастапқы материалдың нақтылығы жылуды сынап көрудің, үлгілік энергетикалық сипаттаманың, конструкторлық және жылу есептерінің кемшіліктерін көрсетеді.

29. Жабдықтың тозуы ретінде жабдықты ұзақ пайдаланған кезде техникалық жағдайының нашарлануына, жұмыс үнемділігі мен сенімділігінің төмендеуіне әкелетін, технологиялық түрде жөндеумен қалпына келтірілмейтін жабдықтың табиғи физикалық тозуы қабылданады.

30. Пайдалану рұқсаты ретінде жөндеу аралық кезеңде жабдықтың үнемділігінің төмендеуін есепке алатын коэффициент қабылданады.

31. Жобалаудың, жасау мен монтаждаудың сапасы ретінде жекелеген тораптарды жобалау кезінде жабдықтың үнемділігінің төмендеуіне әкелетін кемшіліктер және жабдықтың жекелеген данасын жасау және монтаждау кезінде қолданыстағы технологиялардан ауытқулар қабылданады.

32. Сыртқы факторлар ретінде мәндері электр станциясының өндірістік персоналының және мердігерлік жөндеу ұйымдарының қызметіне тәуелді болмайтын, жабдықтың жұмысының үнемділігіне әсерін тигізетін объективті факторлар қабылданады.

33. Сыртқы факторлардың белгіленген мәндері ретінде энергетикалық сипаттаманы әзірлеу кезінде анықталған орташа жылдыққа ұқсас немесе есептеу жүргізген кезде неғұрлым ыңғайлы мәндер қабылданады.

34. Жабдықтың тобы ретінде турбоагрегаттардың жұмысын қамтамасыз ететін қуаты бірдей энергия блоктары мен барлық қазандар үшін будың реттелетін өндіруімен және қысымға қарсылықпен конденсациялық турбоагрегаттардың немесе агрегаттардың жиынтығы қабылданады.

35. Энергия блоктарының кіші тобы ретінде көміртозаңды немесе газ-мазутты қазандардың және олармен бірге жұмыс істейтін таза бу қысымы мен бірдей қуаты бар конденсациялық немесе жылыту турбоагрегаттардың жиынтығы қабылданады.

36. Көлденең байланысы бар жабдықтың кіші тобы ретінде турбоагрегаттардың жұмысын қамтамасыз ететін таза бу мен қазандардың бірдей параметрлері бар конденсациялық немесе жылыту турбоагрегаттардың жиынтығы қабылданады. Таза будың жалпы коллекторына көміртозаңды және газ-мазутты қазандар жұмыс істеген жағдайда, жабдықтың кіші тобы шартты түрде көміртозаңды деп есептеледі.

37. Атаулы, нормативтік үлестік шығыстарды және отын үнемдеуді есептеу макеті ретінде есепті кезең өткенде бастапқы ақпарат көздерін белгілейтін және есептеу формулалары бар турбоагрегаттар мен қазандардың жұмыс көрсеткіштерінің атаулы мәндерін, отынның атаулы және нормативтік үлестік шығыстарының, отын үнемдеудің мәндерінің есептеу тәртібін көрсететін кесте нысаны қабылданады.

38. Отынның атаулы меншікті үлестік шығысы ретінде () сыртқы факторлардың белгіленген мәндері болған жағдайда жабдықтың энергетикалық сипаттамасы негізінде есептелген электр энергиясын немесе жылу шығаруға арналған отынның үлестік шығысы қабылданады. Отынның атаулы меншікті үлестік шығысы қысқы және жазғы кезеңдердегі электр станциясы жабдығының электр және жылу жүктемесінің неғұрлым ықтимал мәндерінің диапазонында кестелі түрде бейнеленеді. Кестеде сыртқы факторлардың мәндерін өзгерту үшін түзетулер келтіріледі.

39. Отынның атаулы үлестік шығысы ретінде () сыртқы факторлардың нақты мәндері болған жағдайда жабдықтың энергетикалық сипаттамасы негізінде есептелген электр энергиясын немесе жылу шығаруға арналған отынның үлестік шығысы қабылданады. Отынның атаулы үлестік шығысы есептік кезең өткенде жұмыс істеген жабдықтың нақты құрамы үшін, оның электр және жылу жүктемесі үшін есептеледі және жоғарыда айтылған шарттар бойынша отынның ең аз қол жетерлік шығындарды бейнелейді.

4-тарау. ЖЭС жылу үнемділігі резервінің сипаттамасын есептеу

40. Жабдықтың жылу үнемділігінің резервін есептеу (

) отынның үлестік шығысының нақты (b) атаулы () мәндері арасындағы оң айырмасы ретінде белгіленеді:

(1)

41. Жылу үнемділігі резервінің құрамдас бөлігі жабдықтың нақты параметрлері мен жұмыс көрсеткіштерінің оның атаулы мәндерінен ауытқуларына баламалы болатын отынның үлестік шығыстары болып табылады.

42. Жабдықтың жылу үнемділігі резервінің коэффициенті () жобаның жөндеуге болатын кемшіліктерін жою, жабдықты жасау және монтаждау, оның пайдалану кемшіліктері, техникалық қызмет көрсетуі мен жөнделуі есебінен қол жеткізілген отын шығысын төмендетудің ең жоғары деңгейі ретінде белгіленеді:

(2)

43. Жабдықтың жылу үнемділігі резервін пайдалану дәрежесі (

) НТҚ-ның қолданылу мерзімінің әрбір жылының соңына және соңғы айына қарай іске асырылуы көзделген резервтің үлесі болып табылады және мынадай формуламен белгіленеді:

(3)

44. Отынның нормативтік үлестік шығысы () ретінде отынды тұтынудың ең үлкен рұқсат берілген техникалық негізделген өлшемі қабылданады және жабдықтың жылу үнемділігі резервінің болуын және оны пайдаланудың дәрежесін ескеретін және

коэффициенттерін пайдаланумен отынның атаулы шығысының негізінде белгіленеді:

(4)

45. Отынды артық жұмсау отын шығысының нақты және нормативтік мәндері арасындағы айырма ретінде белгіленеді. Отынды артық жұмсау жабдықтың жылу үнемділігінің резервін іске асыру жөніндегі алға қойылған іс-шаралардың мерзімінде орындалмауымен, оның пайдалану, техникалық қызмет көрсету және жөндеу деңгейінің төмендеуімен негізделеді.

46. Отынды үнемдеу отын шығысының нақты және нормативтік мәндері арасындағы теріс айырма ретінде белгіленеді.

Отынды үнемдеу жабдықтың жылу үнемділігі резервін іске асыру жөніндегі болжамды іс-шараларды орындау мерзімдерінен алға кету, қосымша іс-шараларды жүзеге асыру, жабдықты пайдалану, техникалық қызмет көрсету және жөндеу деңгейін арттыру нәтижелері болып табылады.

5-тарау. Отынды пайдалану жөніндегі НТҚ-ны келісу және бекіту тәртібі

47. Отынды пайдалану жөніндегі НТҚ-ның көрсеткіштердің кестелік тәуелділіктері, отынның атаулы меншікті үлестік шығысының кестесі бар әр парағына және макеттің соңғы парағына энергия өндіруші ұйымның техникалық басшысы және тиісті қызметтің бастығы, сондай-ақ Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 24 мамырдағы № 218 бұйрығымен бекітілген Энергетикалық сараптаманы жүзеге асыру үшін сараптама ұйымдарына қойылатын талаптарға сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 13840 болып тіркелген) (бұдан әрі – Сараптама ұйымдарына қойылатын талаптар) келісімдеуден өткізетін сараптау ұйымының жетекші маманы қол қояды.

48. Отынды пайдалану жөніндегі НТҚ екі мұқабада тігіледі.

49. Бірінші мұқабаға:

1) қазандар мен турбоагрегаттардың энергетикалық сипаттамалары;

2) жалпы топтық және жалпы станциялық механизмдерге және жеке қажеттіліктерді орнатуға энергияның атаулы меншікті шығындарының кестелері;

3) жылудың технологиялық ысырабының кестелері енгізіледі.

50. Екінші мұқабаға:

1) отынды пайдалану жөніндегі НТҚ-ны қайта қарау немесе әзірлеу нәтижелерін көрсететін қысқаша түсіндірме жазба;

2) отынның атаулы меншікті үлестік шығыстарының кестелері;

3) жабдықтың жұмыс көрсеткіштерінің, отын үнемдеу мен артық жұмсаудың атаулы және нормативтік мәндерін есептеу макеті;

4) жабдықтың жылу үнемділігі резервін пайдаланудың дәрежесін анықтау хаттамасы;

5) жабдықтың жылу үнемділігі резервін пайдаланудың дәрежесін анықтау хаттамасының қосымшасы енгізіледі.

51. Мұқабалардың негізгі беттеріне ЖЭС-тің бас инженері және электр энергетикасы саласындағы мемлекеттік энергетикалық қадағалау және бақылау жөніндегі аумақтық органның тиісті бөлімінің бастығы қол қояды, НТҚ-нің қолданылу мерзімі және тігілген парақтар саны көрсетіледі.

52. Электр энергетикасы саласындағы мемлекеттік энергетикалық қадағалау және бақылау жөніндегі аумақтық органда бекітілместен бұрын мыналар келімдеуден өтеді:

1) отынды пайдалану жөніндегі НТҚ осы Әдістемелік нұсқаулардың 5-тармағына сәйкес электр станциялары үшін қуаты 300 МВт астам көлемде;

2) қуаты 100 МВт-дан 300 МВт-ға дейін электр станциялары үшін отынның атаулы меншікті үлестік шығыстарының кестелері, отынның атаулы, нормативтік үлестік шығыстарын есептеу макеттері.

53. НТҚ-ны келісімдеу жұмысына Сараптама ұйымдарына қойылатын талаптарға сәйкес энергетикалық сараптаманы жүзеге асыру үшін сараптау ұйымдары тартылады.

54. Электр станциясы отынды пайдалану жөніндегі НТҚ-мен бірге сараптау ұйымына мыналарды ұсынады:

1) жабдықты сынау туралы есептер;

2) НТҚ-ны қайта қарау алдындағы әрбір 12 ай ішіндегі жабдықтың жұмыс көрсеткіштерінің атаулы және нормативтік мәндерін есептеу макеттерінің көшірмелері;

3) НТҚ-ны қайта қарау алдындағы әрбір 12 ай ішіндегі, жалпы бір жылдың көрсеткіштері бар жиынтық кесте;

4) шындық су жылыту қазандарының жылу шығаруы мен энергетикалық қазандардың электр энергиясын шығаруына арналған отынның нақты және атаулы үлестік шығыстары;

5) отынның абсолюттік шығысы;

6) электр энергиясын шығаруға арналған турбоагрегаттардың брутто жылуының үлестік шығысы;

7) брутто қазандардың пайдалы әрекетінің коэффициенті;

8) турбоагрегаттар мен қазандардың, жылумен қамту қондырғысының жеке қажеттіліктеріне арналған жылу мен электр энергиясының үлестік шығыстары.

55. Егер ұсынылған материалдарды қарау барысында электр станциясының көрсеткіштерді есептеу кезінде жабдықтың жылу үнемділігі туралы есеп жасау жөніндегі осы Әдістемелік нұсқаулардың талаптарынан шегінулер айқындалған жағдайларда электр станциясы сараптау ұйымына энергетикалық сараптаманы жүзеге асыру үшін жабдықтың жұмысы туралы түзетілген деректер ұсынады.

56. Отынды пайдалану жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттар электр энергетикасы саласындағы мемлекеттік энергетикалық қадағалау және бақылау жөніндегі аумақтық органында толық көлемде бекітіледі.

57. Отынды пайдалану жөніндегі НТҚ-ны қайта қарау:

1) НТҚ-ның қолданылу мерзімі өткен кезде;

2) қазандарды жобадан тыс отын түрлерін жағуға ауыстырған кезде;

3) турбоагрегаттарды будың суға айналуынан қысымға қарсы немесе нашарлаған вакууммен жұмыс істеуге ауыстыру кезінде;

4) реттелетін іріктелуді ұйымдастырумен немесе реттелетін іріктелуден будың шығарылуын арттырумен турбоагрегаттарды қайта құру кезінде;

5) жаңа жабдықты, физикалық тозған немесе моральдық ескірген жабдықты енгізген кезде;

6) жабдықтың жұмыс шарттары мен режимдері өзгерген, қосымша шектеулер пайда болған кезде;

7) көрсеткіштердің нақты және атаулы мәндері, отын шығысының нақты, атаулы және нормативтік үлестік шығыстары мәндері арасындағы маңызды түсініксіз қайшылықтар пайда болған кезде;

8) жабдықтың жұмыс көрсеткіштерінде қателер айқындалған, есепке алу және есептілік жүйесін реттеу кезінде жүзеге асырылады.

58. НТҚ-ны қайта қарау нәтижесінде жабдықтың жылу үнемділігінің резерві коэффициенттерінің жаңа мәндері белгіленеді, пайдаданудағы кемшіліктерді жою, жабдықтың техникалық қызмет көрсетуі мен жөнделуі, оның жобасының түзетуге болатын деффектілерін жою, жасау және монтаждау бойынша іс-шаралар әзірленеді, жылу үнемділігінің резервін пайдалану дәрежесі анықталады. Жабдықтың энергетикалық сипаттамалары толық немесе жартылай қайта жөнделеді және қайта бекітіледі.

59. Қайта қарау кезінде НТҚ-ның қолданылу мерзімін кәсіпорын өздігінен ұзартады.

60. НТҚ-ның жартылай өзгерістері мен толықтырулары және қолданылу мерзімінің ұзартылуы көрсеткіштердің өзгеру себептері мен жаңа мәндерінің негіздемесі бар хаттамамен ресімделеді. Хаттама осы Әдістемелік нұсқаулардың 51-53-тармақтарымен белгіленген тәртіпте бекітіледі.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 30-қосымша

Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және электр желілері арқылы электр энергиясын беруді жүзеге асыратын ұйымдардың электр желілеріндегі электр энергиясының технологиялық шығындарын есептеуге арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр энергиясының нақты (есептік) шығындары – желіге түскен электр энергиясы мен желіден босатылған электр энергиясының арасындағы айырма, ол электр энергиясын есепке алу жүйесінің деректері бойынша айқындалады;

2) электр энергиясын есепке алу жүйесі – электр энергиясының түсуі мен желіден босатылуын өлшеуді қамтамасыз ететін және токты өлшеу трансформаторларын (бұдан әрі – ТТ), кернеу трансформаторларын (бұдан әрі – КТ), электр есептегіштерді, жалғастырушы сымдар мен кабельдерді қамтитын өлшеу кешендерінің жиынтығы. Өлшеу кешендері электр энергиясын есепке алудың автоматтандырылған жүйесіне біріктірілуі мүмкін;

3) электр энергиясының технологиялық шығындары – электр энергиясын тасымалдау кезіндегі технологиялық шығындар мен электр энергиясын өткізу кезіндегі шығындардың жиыны;

4) электр энергиясын тасымалдау кезіндегі технологиялық шығындар – шығындардың екі құрамдас бөлігінің – электр желілері мен электр желісі жабдықтарындағы техникалық сипаттамаларға және желілер мен жабдықтардың жұмыс режимдеріне сәйкес электр энергиясын беру кезінде орын алатын физикалық процестермен негізделген шығындардың (техникалық шығындар), қосалқы станциялардың өз мұқтажына жұмсалатын электр энергиясы шығыстарының жиыны;

5) электр энергиясын өткізу кезіндегі шығындар – электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар мен кінәлілер белгіленбей электр энергиясын ұрлаумен негізделген шығындардың жиыны.

Ескертпе: электр энергиясын ұрлаумен негізделген шығындар электр желісінің техникалық сипаттамасы болып табылмайды және олардың нормативтері бұл Әдістемеде қаралмайды;

6) техникалық шығындар – электр желілері мен электр желісі жабдықтарындағы шығасылардың үш құрамдас бөлігінің – электр желісінің жүктемесіне тәуелді шығындардың (жүктемелік шығындар), қосылған жабдықтың құрамына тәуелді шығындардың (шартты түрде тұрақты шығындар), ауа райы жағдайларына тәуелді шығындардың жиыны;

7) қосалқы станциялардың өз мұқтаждарына жұмсалатын электр энергиясының шығысы – қосалқы станциялардың технологиялық жабдықтарының жұмысын және қызмет көрсетуші персоналдың тыныс-тіршілігін қамтамасыз ету үшін қажетті электр энергиясының шығысы;

8) электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар – электр энергиясының түсуі мен босатылуын барлық өлшеу кешендерінің техникалық сипаттамаларымен және жұмыс режимдерімен негізделген электр энергиясының жиынтық теңгерімсіздігі;

9) электр энергиясының технологиялық шығындарының нормативі – электр энергиясының технологиялық шығындары (абсолютті бірліктерде немесе белгіленген көрсеткіштің пайызымен), ол қаралып отырған кезеңде желілердің, желілер жабдықтарының және электр энергиясын есепке алу жүйесінің жұмыс режимдері, техникалық параметрлері кезінде осы әдістемеге сәйкес есептеледі;

10) электр энергиясының жүктемелік шығындарын есептеудің нормативтік әдісі – шығындарды есептеу кезінде осы кернеудегі желілердің схемалары мен жүктемелері туралы қолда бар ақпараттың барлық көлемі пайдаланылатын әдіс;

11) электр энергиясының технологиялық шығындарының нормативтік сипаттамасы – электр энергиясының технологиялық шығындары нормативінің электр энергиясының түсуі мен босатылуының құрылымдық құрамдас бөліктеріне тәуелділігі;

12) электр энергиясын желіге босату – электр энергиясын беру көлемінің, шаруашылық мұқтаждардың және электр энергиясы шығынының жиыны ретінде есептелетін электр энергиясының мөлшері;

13) шаруашылық мұқтаждық – электр беруші компанияның өзі тұтынуы, ол электр энергиясының технологиялық шығындарына жатпайды.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалапр Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Осы Әдістеме бойынша есептелген электр энергиясының технологиялық шығындарының нормативтері электр энергиясын электр желілеріне беру жөнінде көрсетілетін қызметтердің ақысын есептеген кезде қолданылады.

4. Жоспарланатын кезеңде электр энергиясының технологиялық шығындарының нормативтері:

1) осы Әдістемеде белгіленген шығындарды есептеу әдістері арқылы жоспарланатын кезеңде желілердің схемалары, жүктемесі және жұмыс істеп тұрған жабдықтың құрамы туралы деректердің негізінде;

2) есепті (базалық) кезеңдегі шығындардың есебі негізінде осы Әдістемеге сәйкес есептелген технологиялық шығындардың нормативтік сипаттамаларының негізінде есептеледі.

Нормативтік сипаттама болмаған жағдайда жоспарланатын кезеңдегі шығындардың нормативтерін жоспарлы және базалық кезеңдердегі жүктемелік шығындарды желіге электр энергиясын босату қатынасының квадратына барабар түрде өзгерте отырып, ал бос жүріс шығындарын – жоспарлы және базалық кезеңдерде жұмыс істеп тұрған трансформаторлар құрамының өзгеруін ескере отырып есептік (базалық) кезеңдегі шығындар есебінің негізінде айқындауға жол беріледі.

Жоспарлы және базалық кезеңдердегі жүктемелік шығындарды желіге электр энергиясын босату қатынасының квадратына барабар, ал бос жүріс шығындарын – жоспарлы және базалық кезеңдерде жұмыс істеп тұрған трансформаторлардың қуатына (санына) барабар түрде өзгерте отырып.

2-тарау. Электр энергиясын тасымалдау кезіндегі нормативтік шығындарды есептеу әдістері

5. Жүктемелік шығындарды есептеу әдістері. Т сағат (Д күн) кезеңінде электр энергиясының жүктемелік шығындары желілердің схемалары мен жүктемелері туралы қолда бар ақпарат көлеміне байланысты бес әдістің бірімен есептеледі (әдістер есептеу дәлдігінің төмендеу тәртібімен орналастырылған):

1) жедел есептеу;

2) есептік тәулік;

3) орташа жүктеме;

4) қуат ең көп шығындалатын сағаттардың саны;

5) желілердің схемалары мен жүктемелері туралы қорытылған ақпарат бойынша шығындарды бағалау.

6. Электр энергиясының шығындарын есептеу үшін 1 – 4-әдістерді пайдаланған кезде желідегі қуат шығыны электр техникасының заңдарына сәйкес электр желісі элементтерінің жүктемелерін өлшеу көмегімен немесе есептеу көмегімен айқындалған желі схемасының және оның элементтері жүктемесінің берілген схемасының негізінде есептеледі.

7. 2 – 5-әдістер бойынша электр энергиясының шығындары берілген айға сәйкес келетін желі схемасын ескере отырып, есептік кезеңнің әрбір айы үшін есептеледі. Бірнеше айды қамтитын есептік аралықтардағы шығындар есептеледі, олардағы желілердің схемалары өзгермейтіндер ретінде қаралады.

Есепті кезеңдегі электр энергиясының шығындары есепті кезеңге кіретін айлар (есептік аралықтар) үшін есептелген шығындар жиыны ретінде айқындалады.

1-параграф. Жедел есептеу әдісі

8. Жедел есептеу әдісі электр энергиясының шығындарын мына формула бойынша есептеуге сайып келеді:

(1)

мұнда n – желі элементтерінің саны;

t – қарсылығы R_i желінің i-ші элементінің I_ij ток жүктемесі өзгермейтін ретінде қабылданатын уақыт аралығы, сағат (бұдан әрі – сағ);

m – уақыт аралықтарының саны.

Желі элементтерінің ток жүктемелері диспетчерлік ведомостер, жедел өлшеу кешендері мен электр энергиясын есепке алудың және бақылаудың автоматтандырылған жүйелері деректерінің негізінде айқындалады.

2-параграф. Есептік тәуліктер әдісі

9. Есептік тәуліктер әдісі электр энергиясының шығындарын мына формула бойынша есептеуге сайып келеді:

(2)

мұнда

W_сут – желіге электр энергиясы W_ср.сут орташа тәуліктік босатылатын және тораптардағы жүктеме кестелерінің конфигурациясы бақылау мақсатындағы өлшеуге сәйкес келетін есептік айдың бір тәулігіндегі электр энергиясының шығыны, сағатына килоВатт (бұдан әрі – кВт*сағ);

k_л – әуе желілерінің арматурасындағы шығындардың ықпалы ескерілетін әрі кернеуі 110 кило Вольт (бұдан әрі – кВ) және одан жоғары желілер үшін 1,02-ге тең және кернеуі неғұрлым төмен желілер үшін 1,0-ге тең деп қабылданатын коэффициент;

- электр энергиясын желіге тәуліктік босату кестесі нысанының коэффициенті (мәндерінің саны бақылау мақсатында өлшеу жүргізілетін айдағы күндер санына тең график);

Д_{экв j} - j-ші есептік аралықтағы күндер санына барабар сан, ол мына формула бойынша айқындалады:

(3)

мұнда W_мi – күндер саны Д_мi і-ші айдағы электр энергиясының желіге босатылуы, кВт*сағ;

W_м.р – электр энергиясының желіге босатылуы, есептік айда, кВт*сағ;

N_j - j-ші есептік аралықтағы айлар саны.

Бір айдағы электр энергиясының шығынын есептеу кезінде Д_{экв j} = Д_мi.

Есептік тәуліктегі

W_сут электр энергиясының шығыны есептік тәуліктегі әрбір сағаттық аралық үшін есептелген қуат шығынының жиыны ретінде айқындалады.

Есепті кезеңдегі электр энергиясының шығындары жылдың барлық есептік аралықтарындағы шығындар жиыны ретінде айқындалады. Бақылау мақсатында өлшеу жүргізілетін қысқы күн үшін электр энергиясының жылдық шығындарын

W_сут есептеу негізінде (3) формулада N_j = 12 қабылдай отырып айқындауға жол беріледі.

коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

(4)

мұнда W_i - айдың і-ші күні электр энергиясын желіге босату, кВт*сағ;

Д_м – бір айдағы күндер саны.

Бір айдың әр тәулігінде желіге электр энергиясының босатылуы туралы деректер болмаған кезде

коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

(5)

мұнда Д_р және Д_н.р – бір айдағы жұмыс күндері мен жұмыс істемейтін күндердің саны (Д_м = Д_р + Д_н.р);

k_w – жұмыс істемейтін орташа және орташа жұмыс күндері тұтынылатын энергия мәндерінің қатынасы k_w = W_н.p/W_p.

3-параграф. Орташа жүктемелер әдісі

10. Орташа жүктемелер әдісі электр энергиясының шығынын мына формула бойынша есептеуге сайып келеді:

(6)

мұнда

Р_ср – тораптардың есептік аралық үшін орташа аралықтары кезінде желідегі қуат шығындары, киловатт (бұдан әрі – кВт);

- есептік аралық үшін желідегі жиынтық жүктеме нысанының коэффициенті;

k_к – желінің әртүрлі тармақтарының активті және реактивті жүктемесінің кестелері конфигурацияларының айырмасы ескерілетін коэффициент;

T_j - j-ші есептік аралықтың ұзақтығы, сағ.

Есептік аралық үшін желідегі жиынтық жүктеме нысанының коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

(7)

мұнда P_i – ұзақтығы t_i, сағ кестенің і-ші сатысындағы жүктеменің мәні, кВт;

m – есептік аралықтағы кесте сатыларының саны;

Р_ср - есептік аралықтағы желінің орташа жүктемесі, кВт.

(6) формулада k_к коэффициенті 0,99-ға тең деп алынады. 6 - 20 кВ желілер мен 35 кВ радиалды желілер үшін P_i және Р_ср мәндерінің орнына (7) формулада бас учаске тогының I_i және I_ср мәндерін пайдалануға болады. Бұл жағдайда k_к коэффициенті 1,02-ге тең деп алынады.

Есептік аралық үшін кесте нысанының коэффициентін мына формула бойынша айқындауға жол беріледі:

(8)

мұнда

- (7) формула бойынша есептелген бақылау мақсатындағы өлшеу жүргізілетін күннің тәуліктік кестесі нысанының коэффициенті;

- желіге электр энергиясын бір айлық босату кестесі нысанының коэффициенті (мәндерінің саны есептік аралықтағы айлар санына тең кесте), ол мына формула бойынша есептеледі:

(9)

мұнда W_мi – есептік аралықтың і-ші айында желіге электр энергиясын босату, кВт*сағ;

W_{ср. мес} – есептік аралықтың айларында желіге электр энергиясын орташа айлық босату, кВт*сағ.

Бір айдағы шығындарды есептеу кезінде

.

Жүктеме кестесі болмаған кезде

мәні мына формула бойынша айқындалады:

(10)

Желінің жиынтық жүктемесінің кестесін толтыру коэффициенті k_з мына формула бойынша айқындалады:

(11)

мұнда W_о – Т уақытында желіге электр энергиясын босату, кВт*сағ;

Т_max – желінің ең көп жүктемесі пайдаланылатын сағаттар саны, сағ.

і-ші тораптың орташа жүктемесі мына формула бойынша айқындалады:

(12)

мұнда W_i – Т уақытында і-ші торапта тұтынылған (генерацияланған) энергия, кВт*сағ.

4-параграф. Қуаттар ең көп шығындалатын сағаттар санының әдісі

11. Қуаттар ең көп шығындалатын сағаттар санының әдісі электр энергиясының шығынын мына формула бойынша есептеуге сайып келеді:

(13)

мұнда

Р_max - желідегі ең көп жүктеме режиміндегі қуат шығыны, кВт;

t_о - есептік аралықта желінің жиынтық жүктемесінің кестесі бойынша айқындалған қуаттың ең көп шығыны сағаттарының қатысты саны.

Қуаттың ең көп шығыны сағаттарының қатысты саны мына формула бойынша айқындалады:

(14)

мұнда Р_max - есептік аралықтағы Рi m мәндерінің ішіндегі ең көп мәні, кВт.

(13) формулада k_к коэффициенті 1,03-ке тең деп қабылданады. 6 - 20 кВ желілер мен 35 кВ радиалды желілер үшін Рi және Р_max мәндерінің орнына (14) формулада бас учаске тогының I_i, және I_max мәндерін пайдалануға болады. Бұл жағдайда k_к коэффициенті 1,0-ге тең деп қабылданады.

Есептік аралықтағы қуаттың ең көп шығыны сағаттарының қатысты санын мына формула бойынша айқындауға жол беріледі:

(15)

мұнда t_c – бақылау мақсатындағы өлшеу үшін (14) формула бойынша есептелген қуаттың ең көп шығыны сағаттарының қатысты саны.

t_v және t_N мәндері мына формула бойынша есептеледі:

(16)

(17)

мұнда W_м.р - есептік айда электр энергиясының желіге босатылуы, кВт*сағ.

Бір айдағы шығындарды есептеу кезінде t_N = 1.

Жүктеме графигі болмаған кезде t_о мәні мына формула бойынша айқындалады:

(18)

5-параграф. Желінің схемалары мен жүктемелер туралы қорытылған ақпарат бойынша шығындарды бағалау әдісі

12. Желінің схемалары мен жүктемелер туралы қорытылған ақпарат бойынша шығындарды бағалау әдісі электр энергиясының шығындарын желілер мен жабдықтардың техникалық параметрлері немесе статистикалық деректер негізінде алынған жиынтық ұзындық пен желілер санына, жиынтық қуат пен жабдықтар санына шығындардың тәуелділігі негізінде есептеуге сайып келеді.

13. Электр энергиясының шығындары өзіндік жұмыс және жөндеу схемалары үшін есептелуге тиіс. Есептік схемаға шығындар олардағы режимге тәуелді болатын желі элементтерінің барлығы қосылуға тиіс (желілер, трансформаторлар, ЖЖ-байланыстың жоғары жиілікті (бұдан әрі – ЖЖ) бөгегіштері, ток шектеуші реакторлар).

14. Әуе желілері (бұдан әрі – ӘЖ) сымдарының белсенді қарсылықтарының есептік мәндері R_n сымның t_n, Цельсий градусы (бұдан әрі –

С) температурасы ескеріле отырып айқындалады, ол айналадағы ауаның есептік кезеңдегі орташа температурасына tв және сымдағы ток тығыздығына j, шаршы миллиметрге Ампер (бұдан әрі – А/мм²) тәуелді болады:

R_n=R₂₀ [1+0,004(t_в-20+8,3j2 F/300)] (19)

мұнда R₂₀ – F шаршы миллиметр (бұдан әрі – мм²) қималы сымның стандартты анықтамалық қарсылығы, tn = 20

С.

Электр желісінің әрбір элементінде есептік кезеңдегі токтың орташа тығыздығы туралы деректер болмаған кезде j = 0,5 шаршы миллиметрге Ампер (бұдан әрі – А/мм²) есептік мәні қолданылады.

15. Қосалқы станциялардың тарату құрылғыларының қосу сымдары мен құрастырмалы шиналарындағы (бұдан әрі – ҚСҚС) электр энергиясының шығындары мына формула бойынша айқындалады:

(20)

мұнда F – сымдардың (шиналардың) орташа қимасы; мм²

L – қосалқы станциядағы сымдардың (шиналардың) жиынтық ұзындығы, километр (бұдан әрі – км);

j – ток тығыздығы, А/мм².

(20) формулада пайдаланылатын параметрлер туралы деректер болмаған кезде ҚСҚС-дағы есептік шығындар осы Әдістемеге 1-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес қабылданады және олар шартты түрде тұрақты шығындарға жатқызылады.

16. Өлшеу ТТ-дағы электр энергиясының шығындары мына формула бойынша айқындалады:

(21)

мұнда

P_ТТном – номиналды жүктеме кезіндегі ТТ-дағы шығындар;

_ТТср – есептік кезеңдегі ТТ-дағы ток жүктеу коэффициентінің орташа мәні.

(21) формулада пайдаланылатын параметрлер туралы деректер болмаған кезде ТТ-дағы есептік шығындар осы Әдістемеге 1-қосымшаның 3-кестесіне сәйкес қабылданады және олар шартты түрде тұрақты шығындарға жатқызылады.

6-параграф. Жүктемелік шығындарды есептеудің нормативтік әдістері

17. Энергия беруші компаниялар қолда бар бастапқы деректердің көлеміне байланысты жүктемелік шығындарды есептеу әдістемесін таңдайды. Одан әрі еркін таңдау үшін жүктемелік шығындарды есептеудің нормативтік әдістері беріледі.

Жедел есептер әдісі 330 - 750 кВ желілердегі электр энергиясының жүктемелік шығындарын есептеудің нормативтік әдісі болып табылады.

18. Мыналар 35 - 220 кВ желілердегі электр энергиясының жүктемелік шығындарын есептеудің нормативтік әдістері болып табылады:

1) 35 - 220 кВ желіаралық байланыстар бойынша энергияның реверсивті ағыны болмаған кезде – есептік тәулік әдісі;

2) энергияның реверсивті ағыны болған кезде – орташа жүктемелер әдісі. Бұл ретте есептік кезеңдегі сағаттық режимдердің бәрі энергия ағындарының бағыттары бірдей топтарға бөлінеді. Шығындарды есептеу режимдердің әрбір тобы үшін орташа жүктемелер әдісімен жүргізіледі.

35 кВ қосалқы станцияларда энергия тұтыну туралы деректер болмаған кезде осы желілердегі шығындарды есептеу үшін қуаттың неғұрлым көп шығыны әдісін қолдануға уақытша жол беріледі.

19. Орташа жүктемелер әдісі 6 - 20 кВ желілердегі электр энергиясының жүктемелік шығындарын есептеудің нормативтік әдісі болып табылады.

6 - 20/0,4 кВ трансформаторлық қосалқы станцияның (бұдан әрі – ТҚ) энергия тұтыну туралы деректер болмаған кезде олардың жүктемесі бас учаскенің энергиясын номиналды қуаттарға немесе ТҚ трансформаторларын барынша жүктеу коэффициенттеріне барабар бөле отырып айқындалады (ол белгілі ТҚ бойынша энергияны және 6 - 20 кВ желідегі шығындар шегеріліп тасталады).

6 - 20 кВ фидерлердің бас учаскелерінде электр есептегіштер болмаған кезде осы желілердегі шығындарды есептеу үшін қуаттың ең көп шығыны әдісін қолдануға жол беріледі.

20. Төменде баяндалған желінің схемалары мен жүктемелері туралы қорытылған ақпаратқа шығындардың тәуелділігі негізінде шығындарды бағалау әдісі 0,38 кВ желілерде электр энергиясының жүктемелік шығындарын есептеудің нормативтік әдісі болып табылады.

21. Бас учаскенің қимасы F_г, мм² W_0.38 желіге электр энергиясы босатылатын 0,38 кВ желідегі электр энергиясының Д күн кезеңіндегі шығындары мына формула бойынша есептеледі:

(22)

мұнда L_экв – желінің баламалы ұзындығы;

tgj- реактивті қуат коэффициенті;

k_0.38- жүктемелерді ұзындығы бойынша болу сипаты мен фазалар жүктемелерінің әркелкілігі ескерілетін коэффициент.

22. Желінің баламалы ұзындығы мына формула бойынша айқындалады:

L_экв=L_м+0,44 L_2-3+0,22 L_j (23)

мұнда L_м – магистраль ұзындығы;

L_2-3 – екі фазалы және үш фазалы тармақтардың ұзындығы;

L_j – бір фазалы тармақтардың ұзындығы.

Ескертпе: Магистраль деп 6 - 20/0,4 кВ тарату трансформаторының 0,4 кВ шиналарынан үш фазалы немесе екі фазалы желіге қосылған ең қашық тұтынушыға дейінгі ең көп қашықтық түсініледі.

23. Көп қабатты ғимараттардың үй ішіндегі желілері (электр энергиясын есептегіштерге дейін) тиісті фазадағы тармақтардың ұзындығына қосылады.

Магистральдарда немесе тармақтарда болат немесе мыс сымдар болған кезде мына формула бойынша айқындалатын желі ұзындығына қосылады:

L=L_а+4L_с+0 ,6L_м (24)

мұнда L_а, L_с және L_м – тиісінше алюминий, болат және мыс сымдардың ұзындығы.

24. k_0,38 коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

k_0.38= k_и (9,67 - 3,32d_р - 1,84d_р) (25)

мұнда d_р – тұрғындарға босатылатын энергия үлесі;

k_и - 380/220 Вольт (бұдан әрі – В) желісі үшін 1-ге тең және 220/127 В желісі үшін 3-ке тең деп қабылданатын коэффициент.

25. Екі фазалы және үш фазалы L_2-3 тармақтардың және бір тармақты L₁ тармақтардың L_м магистральдарының жиынтық ұзындығы бар N желілердегі шығындарды есептеу үшін (22) формула пайдаланылған кезде формулаға бір желіге электр энергиясын орташа босату қосылады:

W_0,38=W_0,38/N

мұнда W_0,38 - N желілерге энергияны жиынтық босату және бас учаскелердің орташа қимасы, ал (25) формула бойынша айқындалған k_0,38 коэффициенті желілер ұзындығының және желілердің бас учаскелерінде ток тығыздықтарының әртүрлілігі ескерілетін k_N коэффициентіне көбейтіледі, ол мына формула бойынша айқындалады

k_N=1,25 + 0,14 d_р (26)

26. Кестенің толтырылу коэффициенті және (немесе) реактивті қуат коэффициенті туралы деректер болмаған кезде k_з=0,3; tgj=0,6 деп қабылданады.

27. 0,38 кВ желіге жіберілетін электр энергиясын есепке алу болмаған кезде оның мәні 6 - 20 кВ желіге босатылған энергиядан 6 - 20 кВ желілер мен трансформаторлардағы шығындар және тұтынушылардың теңгеріміндегі 6-20/0,4 кВ ТҚ мен 0,38 кВ желілерге босатылған энергия шегеріле отырып айқындалады.

7-параграф. Шартты түрде тұрақты шығындарды есептеу әдістері

28. Электр энергиясының шартты түрде тұрақты шығындарына мыналар жатады:

1) қуат трансформаторлары (автотрансформаторлар) мен доға сөндіргіш реакторлардың трансформаторларындағы бос жүріс шығындары;

2) жүктемесінде желінің жиынтық жүктемесімен тікелей байланыс жоқ жабдықтағы шығындар (реттелетін орнын толтырушы құрылғылар);

3) желінің кез келген жүктемесінде бірдей параметрлері бар жабдықтағы шығындар (реттелмейтін орнын толтырушы құрылғылар, вентильді разрядниктер (бұдан әрі – РВ), шамадан тыс кернеуді шектеуіштер (бұдан әрі – ОПН), ЖЖ-байланысты қосу құрылғылары (бұдан әрі – ЖЖҚҚ), олардың қайталама тізбектерін қоса алғанда, өлшеу КТ, 0,22 - 0,66 кВ электр есептегіштер мен қуат кабельдерін оқшаулау).

29. Қуат трансформаторындағы (автотрансформатордағы) бос жүрістің электр энергиясының шығындары жабдықтың паспорттық деректерінде келтірілген DРх бос жүріс қуаты шығындарының негізінде мына формула бойынша айқындалады:

(27)

мұнда T_рi – і-ші режимде жабдықтың жұмыс сағаттарының саны, сағ;

U_i – і-ші режимдегі жабдықтағы кернеу;

U_ном – жабдықтың номиналды кернеуі.

Жабдықтағы кернеу өлшеудің көмегімен немесе электр техникасының заңдарына сәйкес желінің қалыптасқан режимін есептеудің көмегімен айқындалады.

30. Шунттаушы реактордағы (бұдан әрі – ШР) электр энергиясының шығындары (27) формула бойынша паспорттық деректерде келтірілген

Р_р қуат шығындарының негізінде айқындалады. ШР-дағы шығындар осы Әдістемеге 1-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес айқындалады.

31. Синхронды компенсатордағы немесе СК режиміне келтірілген генератордағы электр энергиясының шығындары мына формула бойынша айқындалады:

(28)

мұнда

_Q – есептік кезеңдегі СК ең көп жүктемесінің коэффициенті;

Р_ном – паспорттық деректерге сәйкес СК номиналды жүктемесінің режиміндегі қуат шығындары, кВт.

СК-дағы шығындар осы Әдістемеге 1-қосымшаның 2-кестесіне сәйкес айқындалады.

32. Статикалық орнын толтырушы құрылғылардағы (бұдан әрі – КУ) – конденсатор батареяларындағы (бұдан әрі – БК) және статикалық тиристорлы компенсаторлардағы (бұдан әрі – СТК) электр энергиясының шығындары мына формула бойынша айқындалады:

W_КУ=

р_ку S_ку Т_р (29)

мұнда

рку – КУ паспорттық деректеріне сәйкес қуаттың үлестік шығындары, кВт;

S_ку – КУ қуаты (СТК үшін сыйымдылық құрамдас бөлігі бойынша қабылданады), мега Вольт Ампер (бұдан әрі – МВА).

Паспорттық деректер болмаған кезде

рку мәні БК үшін БК 0,003 кВт/квар тең, СТК үшін 0,006 кило Ватт / кило вар (бұдан әрі – кВт/квар) тең деп қабылданады.

33. Вентильді разрядниктердегі, шамадан тыс кернеуді шектеуіштердегі, ЖЖ-байланысты қосу құрылғыларындағы, кернеуді өлшеу трансформаторларындағы, 0,22 - 0,66 кВ электр есептегіштер мен қуат кабельдерін оқшаулаудағы электр энергиясының шығындары жабдықты дайындаушы зауыттың деректеріне сәйкес қабылданады. Жабдықты дайындаушы зауыттың деректері болмаған кезде есептік шығындар осы Әдістемеге 1-қосымшаның 4-кестесіне сәйкес қабылданады.

8-параграф. Ауа райы жағдайларына тәуелді шығындарды есептеу әдістері

34. Ауа райы жағдайларына тәуелді шығындар үш түрлі шығындарды қамтиды:

1) коронаға;

2) әуе желілерінің оқшаулауыштары арқылы жылыстайтын токқа;

3) электр энергиясының көктайғақты ерітуге шығысы.

35. Ауыспалы токтың электр беру желілеріндегі коронаға шығындарды есептеу.

Коронаға шығындар ауа райы жағдайлары арқылы және желі конструкциясымен айқындалатын шығындарға жатады.

Коронаға шығындар ең алдымен айналадағы ауаның температурасына тәуелді болмайды, ауа райының сипаты (түрі) (аяз, жаңбыр және дымқыл қар, құрғақ қар, тұман, жоғары ылғалдылық және жақсы ауа райы) арқылы айқындалады. Коронаға шығындардың шамасы, әдетте, маусымдық сипатта болады, бұл есептерде әрбір ай үшін коронаға орташа айлық үлестік қуат шығындарын пайдалану жолымен ескеріледі.

Электр беруші ұйымның желісіндегі коронаға шығындар коронаға орташа айлық үлестік қуат шығындары арқылы әрбір электр беру әуе желісі үшін мына формула бойынша айқындалады:

(30)

мұнда L – электр беру әуе желісінің ұзындығы, км;

Р_к,уд,i – соңғы 3 жылдағы нақты деректерге сәйкес і-ші ай үшін желінің фазалық сымдарының берілген түрі үшін коронаға орташа айлық үлестік қуат шығындары, кВт;

t_i - і-ші айда желідегі жұмыстардың жоспарланатын саны (жөндеуді, жоспарлы ажыратуды ескере отырып).

36. Қимасы осы Әдістемеге 1-қосымшаның 5-кестесінде келтірілгендерден өзгешеленетін желілердегі шығындарды есептеу кезінде осы Әдістемеге 1-қосымшаның 5-кестесінде келтірілген есептік деректер F_т/F_ф қатынасына көбейтіледі, мұнда F_т - фаза сымдарының жиынтық қимасы; F_ф – желі сымдарының нақты қимасы.

37. Желінің жұмыс жүктемесінің коронаға шығынға әсері осы Әдістемеге 1-қосымшаның 5-кестесінде келтірілген деректер мына формула бойынша айқындалатын коэффициентке көбейтіле отырып ескеріледі:

К_uкор=6,88 U²_отн - 5,88 Uотн (31)

мұнда U_отн – желінің жұмыс кернеуінің оның номиналды мәніне қатынасы.

38. Әуе желілерінің оқшаулауыштары бойынша жылыстайтын токтардан болатын электр энергиясының шығындары осы Әдістемеге 1-қосымшаның 6-кестесінде келтірілген қуаттың үлестік шығындары туралы және есептік кезең ішіндегі ауа райы түрлерінің ұзақтығы туралы деректердің негізінде айқындалады.

39. Жылыстайтын токқа әсері жағынан ауа райының түрлері 3 топқа біріктіріледі:

1) 1-топ - ылғалдылық 90%-дан аз жақсы ауа райы, құрғақ қар, аяз, көктайғақ;

2) 2-топ - жаңбыр, дымқыл қар, шық, ылғалдылық 90% және одан артық жақсы ауа райы;

3) 3-топ - тұман.

40. Көктайғақты ерітуге электр энергиясының нормативті шығысы осы Әдістемеге 1-қосымшаның 7-кестесі бойынша ӘЖ-нің көктайғақта орналасқан ауданына байланысты айқындалады.

9-параграф. Электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындарды есептеу әдісі

41. Қосалқы станцияның өз мұқтажына электр энергиясының шығысы. Қосалқы станцияның өз мұқтажына электр энергиясының шығысы меншікті мұқтаждық трансформаторларында (бұдан әрі – ТСН) орнатылған есепке алу аспаптарының негізінде айқындалады. ТСН-дағы 0,4 кВ шиналарға есепке алу аспаптарын орнату кезінде осы Әдістемеге сәйкес есептелген ТСН-дағы шығындар есептеуіштің көрсеткішіне қосылады. Электр энергиясының өз мұқтаждықтарына шығысы осы Әдістемеге 2-қосымшаның 1 – 9-кестелеріне сәйкес айқындалады.

Есептеу үлгілері осы Әдістемеге 3-қосымшада келтірілген.

42. Электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар электр энергиясының желіге түсуін және электр энергиясының желіден босатылуын есепке алудың әр нүктесінде айқындалған мәндердің жиыны ретінде мына формула бойынша айқындалады:

W_уч= - (

тт_b +

_ТН +

_qb -

U_тн +

_сч) W/100 (32)

мұнда

- ток жүктелімінің коэффициенті

_ТТ болғанда, ТТ ток қателігі, %;

_ТН - кернеу модулі бойынша ТЖ қателігі, %;

_qb - ток жүктелімінің коэффициенті b_ТТ болғанда, есептеуішті қосудың трансформаторлық схемасының қателігі, %;

_сч - есептеуіштің қателігі, %;

U_тн - ТЖ қайталама тізбегіндегі кернеу шығыны, %;

W - есептік кезеңде есептеуіште тіркелген энергия.

43. Есептеуішті қосудың трансформаторлық схемасының қателігі мына формула бойынша айқындалады:

(33)

мұнда

- ток жүктелімінің коэффициенті b_ТТ болғанда, ТТ бұрыштық қателігі, минут (бұдан әрі - мин);

q_U - ТЖ бұрыштық қателігі, мин;

tg j - бақыланатын қосылудың реактивті қуатының коэффициенті.

44. Есептік кезеңдегі ТТ ток жүктелімінің коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

(34)

мұнда U_ном және I_ном - номиналды кернеу және ТТ бастапқы айналдыру тогы, Ампер (бұдан әрі - А).

45. (32) және (33) формулалардағы қателіктердің мәндері метрологиялық тексеру деректерінің негізінде айқындалады. Өлшеу кешендерінің нақты қателіктері туралы деректер болмаған кезде осы Әдістемеге 4-қосымшаға сәйкес электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген электр энергиясының шығындарын есептеу жүргізіледі.

10-параграф. Электр энергиясының нормативтік шығындары

44. Электр энергиясының нормативтік шығындары (абсолютті және қатысты мәндерде) мына формулалар бойынша айқындалады:

W= W_Harp+W_yn (35)

W_%=

W/ W_o (36)

мұнда

W - абсолютті шығындар (барлығы), кВт*сағ;

W_Harp - жүктемелік шығындар, кВт*сағ;

W_yn - шартты түрде тұрақты шығындар, кВт*сағ;

W_% - қатысты шығындар, кВт*сағ;

W_o - желіге босату, кВт*сағ.

11-параграф. Электр энергиясының технологиялық шығындарының нормативтік сипаттамаларын есептеу әдісі

47. Электр энергиясының технологиялық шығындарының нормативтік сипаттамалары мына формула бойынша айқындалады:

(37)

мұнда W _{i ( j )} – есептілікте көрсетілетін көрсеткіштердің мәндері (электр энергиясының түсуі мен босатылуы);

n – көрсеткіштер саны;

W _o – электр энергиясын желіге босату;

Д – энергияның берілетін мәндері сәйкес келетін есептік кезеңдегі күндер саны;

А, В және С – шығындардың құрамын көрсететін коэффициенттер:

А_ij және B _i – жүктемелік шығындар;

С_пост – шартты түрде тұрақты шығындар;

С_пог – ауа райы жағдайларына тәуелді шығындар;

С_с.н – қосалқы станцияның өз мұқтаждығына электр энергиясының шығысы;

В_уч - электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар.

48. Тұйық желілердегі электр энергиясының жүктемелік шығындарының нормативтік сипаттамалары мына формула бойынша айқындалады:

(38)

мұнда P_i(j) - (37) формула бойынша айқындалған көрсеткіштерге сәйкес келетін қуаттардың мәндері;

a_ij және b_i – қуат шығынының нормативтік сипаттамасының коэффициенттері.

Қуат шығыны сипаттамасының коэффициенттерін электр энергиясы шығыны сипаттамасының:

(39)

(40)

Энергия мәндерінің көбейтінділерін қамтитын нормативтік сипаттаманың құрамдас бөліктері үшін

мәне мына формула бойынша есептеледі:

(41)

мұнда k_{ф i} и k_{ф j} - белсенді қуаттың i-ші және j-ші графиктері нысанының коэффициенттері;

r_ij - ОИК деректері бойынша есептелетін i-ші және j-ші графиктерді түзету коэффициенті. r_ij есептер болмаған кезде

қабылданады.

С_пост коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

С_пост =

W_пост /Д, (42)

мұнда

W _пост=

W_хх – базалық кезеңде электр энергиясының шартты түрде тұрақты шығындары.

С_пог коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

С_пог =

W_пог /Д , (43)

мұнда

W_пост - базалық кезеңде ауа райы жағдайларына тәуелді электр энергиясының шығындары.

С_с.н коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

С_с.н =

W_с.н /Д , (44)

мұнда

W _с.н - базалық кезеңде қосалқы станцияның өз мұқтаждықтарына электр энергиясының шығындары.

В_уч коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

B_уч =

W_уч /W_о , (45)

мұнда

W_уч - базалық кезеңде электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар.

Сәулелі желілердегі электр энергиясының жүктемелік шығындарының нормативтік сипаттамалары мына формула бойынша айқындалады:

(46)

мұнда W _U - Д күнде U кернеулі желіге электр энергиясын босату;

А _U - нормативтік сипаттама коэффициенті.

Нормативтік сипаттама A_U коэффициенті (46) мына формула бойынша айқындалады:

(47)

мұнда

W _{н U} - базалық кезеңде U кернеулі желідегі электр энергиясының жүктемелік шығындары.

6 - 35 кВ сәулелі желілер үшін (А_i және С_i) жүйесіне кіретін желілер үшін есептелген олардың жалпы мәндері бойынша А және С (С_пост, С_пог және С_с.н) коэффициенттері мына формулалар бойынша айқындалады:

(48)

(49)

мұнда W _i - электр энергиясын i-ші желіге босату;

- дәл сол, жалпы желіге;

n - желілер саны.

A_i және Сi коэффициенттері жүйенің барлық желілеріне есептелуге тиіс. Оларды шектеулі түрде таңдап алынған желілер негізінде айқындауға жол берілмейді.

0,38 кВ желілер үшін А коэффициенті (46) формула бойынша айқындалады, онда

W _нU ретінде 0,38 кВ желілердің бәріндегі жиынтық жүктемелік шығындардың мәнін

W _{н 0.38} қосады, ол мына формула бойынша айқындалады:

(50)

Желінің баламалы ұзындығы мына формула бойынша айқындалады:

(51)

мұнда L_м - магистраль ұзындығы;

L_2-3 - екі фазалы және үш фазалы тармақтардың ұзындығы;

L _j - бір фазалы тармақтардың ұзындығы.

k_0,38 коэффициенті мына формула бойынша айқындалады:

(52)

мұнда d_р - тұрғындарға босатылатын энергия үлесі;

k_и - 380/220 В желі үшін 1-ге тең және 220/127 В желі үшін 3-ке тең деп қабылданатын коэффициент.

N желілерге электр энергиясын жиынтық босату және бас учаскелердің орташа қимасы, (52) формула бойынша айқындалған k_0,38 коэффициенті желілер ұзындығының және желілердің бас учаскелеріндегі ток тығыздығының әркелкілігі ескерілетін k_N коэффициентіне көбейтіледі, мына формула бойынша айқындалады:

(53)

12-параграф. Км/н әдісі

49. 0,38 кВ желілерде кернеу көрсеткіштері мен бас учаскелердегі ток жүктемелері белгілі болғанда электр энергиясының шығындарын есептеу үшін қатысты шығындарды айқындаудың жанама әдісі пайдаланылады, ол желінің бас нүктесі мен соңғы нүктесіндегі фазалық токтар мен кернеулерді өлшеуге негізделген.

Электр энергиясының шығындарын неғұрлым жоғары қатыстық кернеулер бойынша өлшеу әдісі тарату желілеріндегі кернеу шығындары мен қуат шығындарының арасында орын алатын байланысқа сайып келеді.

Желінің баламалы кернеуі U_экв мен номиналдық кернеу U_ном арасындағы алшақтықтарды назарға алмай, қуат шығындарының шамасын айқындау үшін бастапқы жақындауда мынадай формула алынады:

(54)

мұнда tg

= Q_H / Р_Н - жүктеме тораптарында тұтынудың реактивті және активті қуаты арасындағы арақатынас;

Кн / м -

U % және

Р % арасындағы байланыс коэффициенті;

= X / R - желілердің индуктивті және активті тойтарыстарының қатынасы;

- желінің бас учаскесі мен неғұрлым алшақ учаскесінің арасындағы кернеудің ең көп шығыны.

(54) амалмен кернеу шығындарын өлшеу нәтижесі бойынша қуат шығындары бағаланады.

Қуат шығындарын шегеру қателігі ТҚ шиналарында және ең шалғайдағы тұтынушы қосылған нүктедегі өлшеудің бір уақытта болмауымен және U және U НОМ мәндеріндегі айырманы ескермеумен негізделеді.

Кн/м коэффициентінің мәні көптеген факторларға тәуелді, X / R арасындағы арақатынас:

1) кабель желілері үшін X / R = 0;

2) әуе желілері үшін Х₀ = 0.4 Ом/км болғанда X / R = 1,25(F/100).

0.38 кВ желілер үшін кабель және әуе желілері болған кезде Кн/м 0.5 - 0.9 шегінде болады. ӘЖ басым желілер үшін Кн/м 0.7-ге тең деп қабылданады.

0,38 кВ желілерде фазалар бойынша жүктеменің бейсимметриясы мына формула бойынша айқындалады және ескеріледі:

(55)

мұнда - тиісінше I_A, I_B, I_C фазалардағы токтар.

Токтың орташа мәні мына формула бойынша айқындалады:

(56)

Тиісті түрлендіру кезінде нейтральдағы ток квадратының амалы мына формула бойынша айқындалады:

(57)

Фазалық токтар бейсимметриялы болғанда нейтралі тұйықталған желідегі қуаттың жиынтық шығындары мына формула бойынша айқындалады:

(58)

мұнда R_n , R_ф – нөлдік және фазалық сымдардың тойтарысы.

Фазалық токтар I_A = I_B = I_C = 1_ср, тең болғанда қуаттың жиынтық шығындары мына формула бойынша айқындалады:

(59)

Орындалған түрлендірулер нәтижесінде әркелкілік коэффициенті К_нер мына формула бойынша айқындалады:

(60)

Қуат шығындарынан электр энергиясының шығындарына өту үшін K_t коэффициенті пайдаланылады:

(61)

мұнда

– электр энергиясы аз шығындалған уақыт;

T_м – ең көп жүктеме пайдаланылған сағаттар саны.

Кернеуі 0,38 кВ желідегі электр энергиясының шығындары мына формула бойынша айқындалады:

(62)

Бас учаскелердің жүктеме графиктері болмаған кезде Т_м мына амал бойынша есептеледі:

(63)

мұнда W - 6-10 кВ фидерлер арқылы босатылған электр энергиясының жылдық мөлшері.

(64)

мұнда I_м,U_м - тәуліктік өлшеу бойынша ең жоғары ток пен кернеу;

cos

– қуат коэффициенті.

Желілердегі "k"-дағы қатысты шығындар мына формула бойынша айқындалады:

к

(65)

мұнда

W_0.38 - i-ші желідегі электр энергиясының қатысты шығыны;

к - 0,38 кВ шиналардағы кернеу деңгейімен бір уақытта өлшенген 0,38 кВ желілердегі үш фаза жүктемесінің орташа мәні.

Энергия жүйесі ауқымында 0,38 кВ барлық тарату желілеріндегі электр энергиясының шығынын есептеуді тіпті салыстырмалы түрде қарапайым К_м/н әдісінің көмегімен орындау қиындық туғызады, сондықтан 0,38 кВ желілер жиынтығында шығындарды бағалау үшін кездейсоқ таңдау әдісін қолданып, кейіннен сенімді ықтималдығы берілген есептеу нәтижелерін қаралып отырған бүкіл желіге тарату керек.

Әдіс бүкіл желідегі емес, оның кездейсоқ іріктеу тәсілдерінің бірі бойынша айқындалған бір бөлігінде ғана электр энергиясының қатысты шығындарын есептеуге сайып келеді. Электр желілерін іріктеу кезінде әртүрлі тарату желілерінің іріктеуге түсуінің тең мүмкіндігі қамтамасыз етіледі.

Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

Жабдықтағы электр энергиясының есептік шығындары

1-кесте

ШР және ҚСҚС электр энергиясының шығындары

Жабдық түрі	Кернеу кВ болғанда энергияның үлестік шығындары
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
ШР, жылына мың киловатт сағат/ мегавольтампер (бұдан әрі – кВт сағ/МВА)	84	84	74	65	36	35	32	31	29	26	20	19
ҚСҚС, жылына қосалқы станцияға мың киловатт сағат (бұдан әрі – кВт сағ)	1,3	1,3	1,3	1,3	3	6	11	18	31	99	415	737

Ескертпе. Осы Әдістемеге 1-қосымшада келтірілген шығындардың мәндері күн саны 365 болатын жылға сәйкес келеді. Кібісе жылы нормативтік шығындарды есептеу кезінде к = 366/365 коэффициенті қолданылады.

2-кесте

Синхронды компенсаторлардағы электр энергиясының шығындары

Жабдық түрі	СК мегавольтампер (бұдан әрі – МВА) номиналды қуаты кезінде энергия шығындары, жылына мың киловатт сағат (бұдан әрі – кВт сағ)
	5	7,5	10	15	30	50	100	160	320
СК	400	540	675	970	1570	2160	3645	4725	10260

Ескертпе. СК қуаты осы 1-қосымшаның 2-кестесінде келтірілген қуаттан өзгеше болса, шығындар желілік интерполяция көмегімен айқындалады.

3-кесте

РВ, ОПН, өлшеу ТТ және КТ мен ЖЖҚҚ электр энергиясының шығындары

Жабдық түрі	Жабдық кернеуі кВ болғанда электр энергиясының шығындары, жылына мың киловатт сағат (бұдан әрі – кВт сағ/год)
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
РВ	0,009	0,021	0,033	0,047	0,091	0,27	0,60	1,05	1,59	3,32	4,93	4,31
ОПН	0,001	0,001	0,002	0,004	0,013	0,10	0,22	0.40	0.74	1,80	3,94	8,54
ТТ	0,06	0,1	0,15	0,2	0,4	0,6	1,1	1,5	2,2	3,3	5,0	7.5
КТ	1,54	1,9	2,35	2,7	3,6	6,2	11,0	11,8	13,1	18,4	28,9	58,8
ЖЖҚҚ	0,01	0,01	0,01	0,02	0,02	0,12	0,22	0,30	0,43	2,12	3,24	4,93

1-ескертпе. ЖЖҚҚ-дағы электр энергиясының шығындары бір фазаға, қалған жабдықтар үшін үш фазаға берілген.

2-ескертпе. Кернеуі 0,4 кВ ТТ-дағы электр энергиясының шығындары жылына 0,05 мың кВт сағ тең деп қабылданады.

1. 0,22 - 0,66 кВ электр есептеуіштердегі электр энергиясының шығындары мына деректерге сәйкес қабылданады, бір есептеуішке жылына кВт сағ:

1) бір фазалы, индукциялы - 18,4;

2) үш фазалы, индукциялы - 92,0;

3) бір фазалы, электронды - 21,9;

4) үш фазалы, электронды - 73,6.

4-кесте

Кабельдердің оқшаулауындағы электр энергиясының шығындары

Қимасы, мм2	Номиналды кернеу кВ болғанда, кабельдердің оқшаулауындағы электр энергиясының шығындары, жылына мың киловатт сағат километр (бұдан әрі – кВт сағ/км)
	6	10	20	35	110	220
10	0,14	0,33	-	-	-	-
16	0,17	0,37	-	-	-	-
25	0,26	0,55	1,18	-	-	-
35	0,29	0,68	1,32	-	-	-
50	0,33	0,75	1,52	-	-	-
70	0,42	0,86	1,72	4,04	-	-
95	0,55	0,99	1,92	4,45	-	-
120	0,60	1,08	2,05	4,66	26,6	-
150	0,67	1,17	2,25	5,26	27,0
185	0,74	1,28	2,44	5,46	29,1	-
240	0,83	1,67	2,80	7,12	32,4
300	-	-	-	-	35,2	80,0
400	-	-	-	-	37,4	90,0
500	-	-	-	-	44,4	100,0
625	-	-	-	-	49,3	108,0
800	-	-	-	-	58,2	120,0

5-кесте

Коронаға қуаттың үлестік шығындары

ӘЖ кернеуі, тіреу түрі, фазадағы сымдардың саны мен қимасы	Фазадағы сымдардың жиынтық қимасы, шаршы миллиметр (бұдан әрі – мм2)	Коронаға қуат шығындары, киловатт километр (бұдан әрі – кВт/км), ауа райы мынадай болғанда
		жақсы	құрғақ қар	ылғалды	аяз
750-5 240	1200	3,9	15,5	55,0	115,0
750-4 600	2400	4,6	17,5	65,0	130,0
500-3 400	1200	2,4	9,1	30,2	79,2
500-8 300	2400	0,1	0,5	1,5	4,5
330-2 400	800	0,8	3,3	11,0	33,5
220ст- 1 300	300	0,3	1,5	5,4	16,5
220ст/2-1 300	300	0,6	2,8	10,0	30,7
220жб-1 300	300	0,4	2,0	8,1	24,5
220жб/2- 1 300	300	0,8	3,7	13,3	40,9
220-3 500	1500	0,02	0,05	0,27	0,98

Ескертпе:

1. 500-8

300 нұсқасы 1150 кВ габариттерінде түзілген 500 кВ желісіне, 220-3

500 нұсқасы 500 кВ габариттерінде түзілген 220 кВ желісіне сәйкес келеді.

2. 220/2-1

300 нұсқалары екі тізбекті желілерге сәйкес келеді. Барлық жағдайларда шығындар бір тізбекке есептелік келтірілген.

3. "ст" және "жб" индекстері болат және темір-бетон тіреулерді білдіреді.

6-кесте

Оқшаулау бойынша жылыстайтын токтан болатын қуаттың үлестік шығындары (ӘЖ)

Ауа райы тобы	Кернеуі кВ ӘЖ оқшаулауы бойынша жылыстайтын токтан болатын қуат шығындары, кВт/км
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
1	0,011	0,017	0,025	0,033	0,035	0,044	0,055	0,063	0,069	0,103	0,156	0,235
2	0,094	0,153	0,227	0,302	0,324	0,408	0,510	0,587	0,637	0,953	1,440	2,160
3	0,154	0,255	0,376	0,507	0,543	0,680	0,850	0,978	1,061	1,587	2,400	3,600

7-кесте

Көктайғақты ерітуге электр энергиясының үлестік шығысы

Фазадағы сымдар саны және қимасы, мм2	Фазадағы сымдардың жиынтық қимасы, мм2	Көктайғақты ерітуге электр энергиясының есептік шығысы, жылына мың кВт-сағ/км, көктайғақ бойынша мынадай ауданда:
		1	2	3	4
4 600	2400	0,171	0,236	0,300	0,360
8 300	2400	0,280	0,381	0,479	0,571
3 500	1500	0,122	0,167	0,212	0,253
5 240	1200	0,164	0,223	0,280	0,336
3 400	1200	0,114	0,156	0,197	0,237
2 400	800	0,076	0,104	0,131	0,158
2 300	600	0,070	0,095	0,120	0,143
1 330	330	0,036	0,050	0,062	0,074
1 300	300	0,035	0,047	0,060	0,071
1 240	240	0,033	0,046	0,056	0,067
1 185	185	0,030	0,041	0,051	0,061
1 150	150	0,028	0,039	0,053	0,064
1 120	120	0,027	0,037	0,046	0,054
1 95	95	0,024	0,031	0,038	0,044

8-кесте

220-1150 кВ әуе желілеріндегі коронаға жұмсалатын шығындар

ӘЖ кернеуі, кВ	Номиналды қима, мм2	Фазадағы сымдар саны	Wк max, мың кВт*сағ/км	Wк min, мың кВт*сағ/км
220	240/32	1	24	18
	300/39	1	22	16
	400/51	1	15	11
	500/64	1	13	9
330	240/32	2	38	28
	300/39	2	30	22
	400/51	2	23	16
	500/64	2	17	12
500	330/43	3	70	50
	400/51	3	60	44
	500/64	3	43	30
750	240/56	5	140
	300/66	5	120
	400/22	5	100
	400/51	5	95
	500/93	4	160
	500/64	4	145
1150	240/39	11	360
	330/43	8	240

Ескертпе:

Ең аз шығындар Қазақстанның солтүстік аймағына, ең көп – Қазақстанның оңтүстік аймағына сәйкес келеді. Батыс аймақ үшін аралық мәндерді қолданған жөн.

Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

1-кесте

Қосалқы станция жабдығының бір бірлігіне меншікті мұқтаждыққа ток қабылдағыштардың электр энергиясы шығыстарының нормалары, жылына мың кВт*сағ (қалыпты жылы климаттық аудан үшін)

Р/с №	ММ электр қабылдағыштардың атауы	Жабдық бірлігінің атауы	Қосалқы станция кернеуі, кВ
			35	110 - 150//6 - 10	110 - 150//35//6 - 10			220	330		500
1	2	3	4	5	6			7	8		9
1.	Трансформаторлар мен автотрансформаторларды үрлеу және суыту	Трансформатор, Д, ДЦ, Ц үлгісіндегі АТ	Осы қосымшаның 2-кестесі
2.	Жалпы қосалқы станцияның басқару пунктін (бұдан әрі – ОПУ) жылыту	Қосалқы станция	12,6	18,4	Осы қосымшаның 3-кестесі
3.	ОПУ желдету және жарық беру	Қосалқы станция	1,7	1,8
4.	ОВБ үй-жайын жылыту	Қосалқы станция	7,0	11,0	18,0		-
5.	ЭРУ жылыту	Қосалқы станция	4
6.	Сыртқы жарық беру	Қосалқы станция	0.4	1,5	3,0		6,0		12,0			24,0
7.	Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары	Қосалқы станция	3,3	6,0	16,5		44,1		132,8			132,8
8.	Аккумулятор үй-жайын желдету	Қосалқы станция	1,5	2,8	4,2		8,4		8,4			8,4
9.	Жедел тізбектер мен басқару тізбектері (ауыспалы жедел тогы бар қосалқы станцияларда)	Қосалқы станция	2,3	4,5	13,2		-
10.	Бөлгіштер мен қысқа тұйықтағыштардың жетектерін жылыту	ОД, КЗ	1,1				1,8		-
11.	КРУН ұяшықтары мен сыртқа орнатылған реле шкафтарын жылыту, от жағылмайтын үй-жайларда электр есептеуіштерді жылыту	КРУН ұяшығы, шкаф, эл. есептеуіш	Осы қосымшаның 4-кестесі
12.	Ажыратқыштарды жылыту	1 ажыратқыш	Осы қосымшаның 5-кестесі
13.	Компрессорлардың электр қозғалтқыштары	1 ажыратқыш	Осы қосымшаның 6-кестесі
14.	Компрессорлық үй-жайды жылыту	Қосалқы станция	3 компрессор -- 12,0; 4 компрессор - 15,0
15.	Компрессорлық үй-жайды желдету	-"-	3 компрессор - 3,0; 4 компрессор - 3,5
16.	Майлы ажыратқыштардың пневматикалық жетегі	Пневм. жетегі бар 1 ажыратқыш	2,4	3,5				-
17.	Ауа жинақтағыштарды жылыту	Қосалқы станция	-		1,3			2,0	2,7	2,7
18.	Айырғыштардың электр қозғалтқышты жетектерін жылыту	РВД 330 - 500 кВ	-						1,4
19.	Өрт сөндіру сорғысын жылыту	Қосалқы станция	-					14,4		16
20.	Синхронды компенсаторлардың қосалқы құрылғылары	с.к.	Осы қосымшаның 7-кестесі
21.	С.к. қосалқы құрылғыларының ғимаратын жылыту	КС үлгісіндегі с.к. бар қосалқы станция	39,0
		КСВ үлгісіндегі с.к. бар қосалқы станция	54,0
22.	Байланыс және телемеханика аппаратурасы	Қосалқы станция	1,9	4,8	8,7	26,2			43,8		52,5
23.	Өзгелері (шағын жөндеу, РПН құрылғылары, дистилляторлар, ЗРУ желдету, кіре берісті жылыту және жарық беру)	Қосалқы станция	2,2	2,2	3,3	7,1			7,4		7,4

2-кесте

Трансформаторларды және Д, Ц, ДЦ үлгісіндегі автотрансформаторларды үрлеуге және суытуға электр энергиясы шығысының нормалары, мың кВт

сағ/жыл

кВ	Трансформатордың үлгісі мен қуаты	Шығысы
35	ТД-10000	8,8
	ТД-16000	11,0
	ТДНС-10000	8,8
	ТДНС-16000	11,0
	ТРДН-25000	13,1
	ТРДН-40000	21,9
	ТРДНС-25000	11,0
	ТРДНС-32000	13,1
	ТРДНС-40000	17,5
	ТРДНС-63000	21,9
	ТДЦ-80000	136,0
110	ТДН-10000	8,8
	ТДН-15000	13,1
	ТДН-16000	8,8
	ТДН-31500	21,9
	ТДТН-10000	8,8
	ТДТН-16000	11,0
	ТДТН-16000/110/66	13,1
	ТДТН-20000	14,0
	ТДТН-25000	15,3
	ТДТН-40000	17,3
	ТДТН-40000/110/67	21,9
	ТДТН-63000	30,7
	ТДТН-80000	32,9
	ТРДН-25000	13,1
	ТРДН-32000	15,3
	ТРДН-40000	15,3
	ТРДЦН-63000	117,8
	ТДЦ-125000	323,9
	ТДЦ-200000	323,9
	ТДЦ-400000	555,3
150	ТДН-16000	6,6
	ТДТН-25000	13,1
	ТДТН-63000	24,1
	ТРДН-32000	11,0
	ТДЦГ-125000	244,4
220	ТДТНГ-20000 ТДТНГ-40000 ТДТН-25000 ТРДН-32000 ТРДНГ-32000 ТРДЦН-63000	13,1 30,7 8,8 15,3 21,9 131,4
	ТДЦ-200000	336,3
	ТДЦ-250000	432,4
	ТДЦ-400000	576,6
	АТДТН-30000	19,7
	АТДЦТНГ-63000	131,4
	АТДЦТН-125000	192,2
	АТДЦТН-200000	240,2
330	АТДЦТН-200000	432,4
	ОДЦ-150000	192,2
	ТДЦ-125000	192,2
	ТДЦ-400000	480,5
500	АОДЦТН-167000	193,3
	АОДЦТН-267000	241,6
	ОЦ-417000	221,0
	ТДЦ-206000	391,1
	" - 400000	250,3
	ТЦ-206000	110,5

Ескертпе: 1. Нормалар трансформаторлардың номиналды көрсеткіштің 70 %-ына тең орташа жүктелімі үшін берілген. Көрсетілгеннен өзгешеленетін жүктелім кезінде барабар қайта есептеу жүргізіледі. 2. Кестеге енгізілмеген трансформаторлар мен автотрансформаторлар үшін электр энергиясы шығысының нормасы суытушы құрылғылардың қуаты және үрлегіші бар трансформаторлар үшін 4380 сағатқа тең деп қабылданатын олардың жұмыс уақыты және ДЦ, Ц суыту жүйелері бар трансформаторлардың жұмыс уақыты негізге алына отырып айқындалады.

3-кесте

ОПУ үй-жайларын жылытуға, желдетуге және жарық беруге электр энергиясы шығысының нормалары, мың кВт

сағ/жыл (қалыпты жылы климаттық аудан үшін)

ОПУ үлгісі (мөлшері)	Электр энергиясының шығысы
	Жылыту	Желдету	Жарық беру	Жалпы
I (12 м х 42 м)	63	2,9	5,8	71,7
II (12 м х 36 м)	54,7	2,9	5,8	63,4
III (12 м х 24 м)	38,2	1,9	1,0	41,1
IV (12 м х 18 м)	26,2	1,9	1,0	29,1
V	150,7	4,8	8	163,5
VI (12 м х 48 м)	72,0	5,8	5,8	83,6
VIII	-	16,8	8	24,8

Ескертпе. Кестеде көрсетілгеннен өзгеше ОПУ үшін жылытуға электр энергиясының шығысы нақты ОПУ ауданын ескере отырып, ОПУ 1-ді негізге алып қайта есептеу керек.

4-кесте

КРУН ұяшықтары мен сыртқа орнатылған реле шкафтарын жылытуға, электр есептеуіштерді жылытуға электр энергиясы шығысының нормалары, мың кВт*сағ/жыл

Климаттық аудан	Үлгісі
	К-34, К-30, К-36	К-37, К-У1У және басқалары
	РЗ және автоматика аппаратурасы, есептеуіштер, ажыратқыштар бар ұяшықтар	РЗ және автоматика аппаратурасы бар ұяшықтар	Есептеуіштер бар ұяшықтар1	Ажыратқыштар бар ұяшықтар
Өте суық	2,0	0,9	1,5	3,3
Суық	1,2	0,4	0,6	1,7
Қалыпты суық	1,2	0,45	0,7	1,8
Қалыпты суық ылғалды	0,7	0,2	0,35	1,0
Қалыпты жылы	0,3	0,1	0,2	0,6
Қалыпты жылы ылғалды	0,7	0,2	0,35	1,0
Жылы ылғалды	0,3	0,1	0,2	0,5
Ыстық құрғақ	-	-	-	-
Қалыпты ыстық	0,35	0,175	0,26	0,6
Өте ыстық құрғақ	0,4	0,2	0,3	0,6

¹ От жағылмайтын үй-жайлардағы электр есептеуіштерді жылыту дәл осы нормалар бойынша есептеледі.

5-кесте

Майлы ажыратқыштар жетектерінің тетіктерін, майлы ажыратқыштардың бактарын және әуе ажыратқыш шкафтарын жылытуға электр энергиясы шығысының нормалары (3 полюске), мың кВт*сағ/жыл

Кернеу, кВ	Ажыратқыш үлгісі	Климаттық аудан
		Өте суық	Суық	Қалыпты суық	Қалыпты суық ылғалды	Қалыпты жылы	Қалыпты жылы ылғалды	Жылы ылғалды	Ыстық құрғақ	Ыстық қалыпты ылғалды	Өте ыстық құрғақ
35	ВВН-35-2	13,4	11,5	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,3	2,7	3,8
	ВВУ-35-40/2000/3200/У1	11,1	9,4	8,1	7,3	5,4	7,4	4,8	4,0	2,2	3,1
	ВВУ-35-40/2000/3200/ХЛ	14,0	9,8
	ВМК-35...	7,9	3,5	0,45	0,3	0,01	0,1	-	0,005	-	-
	МКП-..., С-35-3200, У-...	14	6,3	0,8	0,6	0,02	0,2	-	0,01	-	-
	ВТ- ..., ВТД-...	9,2	4,0	0,5	0,4	0,01	0,1	-	0,006	-	-
	С-35-6300...	9,5	4,2
	ВП- ...	2,6	1,2	0,15	0,1	0,004	0,03	-	-	-	-
110	ВВБМ -...	11,1	9,4	8,1	7,3	5,4	7,4	4,8	4,0	2,2	3,1
	ВВУ - ..., ВВБ-...	10,3	9,3
	ВВН-110У..., ВВШ-...	12,6	11,4	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,9	2,7	3,8
	ВВН-110 Б...	16,7	11,4
	МКП-110	62,4	19,5	2,2	1,4	0,06	0,5	-	0,02	-	-
	У-110-2000-50	51,6	18,2
	МКП-110М	47,4	17,1	2,1	1,4	0,05	0,4	-	0,02	-	-
	У-110-2000-40 У1	49,4	17,4
220	У-110-8, МКП-110 Си	71,5	22,9	3,0	2,0	0,08	0,6	-	0,03	-	-
	ВВБ-220-...	11,1	9,4	8,1	7,3	5,4	7,4	4,8	4,0	2,2	3,1
	ВВБ-220 А -...	14,7	9,9
	ВВБ-220У- .., ВВУ-200-...	29,4	19,8	16,2	14,6	10,7	14,8	9,5	8,0	4,5	6,2
	ВВД-220-...	12,7	9,2	7,6	6,9	5,1	7,0	4,5	3,8	2,1	2,9
	ВВН-220У-...	12,6	11,4	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,9	2,7	3,8
	ВВН-220-...	16,7	11,4
	У-200-1000/ ..., У-220-3200	169,4	65,5	8,1	5,4	0,2	1,7	-	0,09	-	-
	У-220-10	201,0	64,4	8,3	5,6	0,2	1,8	-	0,09	-	-
	У-220-2000-...	179,4	78,9	10,2	7,0	0,3	2,2	-	0,1	-	-
330	ВВН-330-..	12,6	11,4	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,9	2,7	3,8
	ВВ-330Б	17,2	15,5	13,4	12,2	8,9	12,3	7,9	6,7	3,7	5,2
	ВВД-330Б- ..., ВВБ-330- -У1	29,2	23,7	20,2	18,3	13,4	18,5	11,9	10,1	5,6	7,8
	ВВБ-330Б-... -ХЛ1	35,0	24,5
	ВНВ-330-..., ВНВ-330Б-...	20,7	18,6	16,1	14,6	10,7	14,8	9,5	8,0	4,5	6,2
500	ВВ-500Б	17,2	15,5	13,4	12,2	8,9	12,3	7,9	6,7	3,7	5,2
	ВВБ-500, ВВБ-500-...-У1	36,7	30,5	26,0	23,6	17,3	23,8	15,3	13,0	7,2	10,0
	ВВБ-500А-.., ВВБ-500-...- ХЛ	45,7	31,9	26,3	23,8	17,4	24,0	15,4	13,1	7,3	10,1
	ВВМ-500Б-...	23,6	19,0	16,2	14,6	10,7	14,8	9,5	8,0	4,5	6,2
	ВНВ-500 У1	20,7	18,6	16,1
	ВНВ-500 ХЛ	27,5	19,5	16,2
	ВНВ-500	13,1	8,8	7,2	6,5	4,8	6,6	4,2	3,6	2,0	2,8

6-кесте

Бір әуе ажыратқышына компрессорлардың электр қозғалтқыштарына электр энергиясы шығысының нормалары, мың кВт*сағ/жыл

Кернеу, кВ	Ажыратқыш үлгісі	Шығыс
35	ВВУ-35	4,5
110	ВВБ-110	4,5
	ВВН-110, ВВШ-110, ВВУ-110	11,0
220	ВНВ-220	8,2
	ВВБ-220, ВВД-220	9,0
	ВВУ-220, ВВН-220	18,0
330	ВНВ-330	15,75
	ВВБ-330, ВВД-330	24,0
	ВВН-330	26,0
	ВВ-330	49,5
500	ВНВ-500	15,75
	ВВБ-500, ВВД-500	30,6
	ВВ-500, ВВМ-500	50,9
	(ВВ-500-2000/20)	(76,4)

Ескертпе. Бір қосалқы станцияға компрессорлардың электр қозғалтқыштарына электр энергиясының шығысы әуе ажыратқыштарының санына қарамастан, кемінде 20 мың кВт*сағ/жыл.

7-кесте

Синхронды компенсаторлардың қосалқы құрылғыларына электр энергиясы шығысының нормалары, мың кВт*сағ/жыл

Синхронды компенсатордың үлгісі	Шығыс	Синхронды компенсатордың үлгісі	Шығыс
КС-10000	60	КС-32000	120
КС-15000	80	КСВ-50000	187
КС-16000	86	КСВ-100000	317
КС-25000	123	КСВ-160000	411

Ескертпе. Электр энергиясының шығысы синхронды компенсатордың орташа жұмыс уақыты негізге алына отырып айқындалған – жылына 5000 сағат. Жұмыс уақыты көрсетілген уақыттан өзгеше болған жағдайда қайта есептеу керек, бұл ретте шығыс синхронды компенсатордың жұмыс уақытына барабар болады.

8-кесте

Температура коэффициенттері

Климаттық аудан	Температура коэффициенттері
	Жабдықты жылыту	Үй-жайларды жылыту
Өте суық	1,9	1,7
Суық	1,7	1,5
Қалыпты суық	1,5	1,25
Қалыпты суық ылғалды	1,4	1,2
Қалыпты жылы	1,0	1,0
Қалыпты жылы ылғалды	1,4	1,2
Жылы ылғалды	0,3	0,5
Ыстық құрғақ	0,7	0,8
Ыстық қалыпты ылғалды	0,3	0,4
Өте ыстық құрғақ	0,3	0,5

9-кесте

Қосалқы станциялардың меншікті мұқтаждыққа ток қабылдағыштарының электр энергиясы шығысының жылдық нормаларын айларға бөлу, %

ММ электр қабылдағыштардың атауы1	Климаттық аудан	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Жабдықтарды жылыту (ажыратқыштардың жетектерін, айырғыштарды, РПН, КРУН ұяшықтарын, ауа жинақтағыштарды	Өте суық	13,5	12,2	13,5	10,0	1,8	-	-	-	9,0	13,5	13,0	13,5
	Суық	15,0	13,6	15,0	7,8	-	-	-	-	4,0	15,0	14,6	15,0
	Қалыпты суық	17,1	15,4	15,0	2,0	-	-	-	-	0,9	16,0	16,5	17,1
	Қалыпты суық ылғалды	18,3	16,5	17,0	1,3	-	-	-	-	-	10,9	17,7	18,3
	Қалыпты жылы	25,6	23,0	1,0	-	-	-	-	-	-	0,8	24,0	25,6
	Қалыпты жылы ылғалды	18,3	16,5	17,0	1,3	-	-	-	-	-	10,9	17,7	18,3
	Жылы ылғалды	43,0	7,0	-	-	-	-	-	-	-	-	7,0	43,0
	Ыстық құрғақ	34,0	16,0	-	-	-	-	-	-	-	-	16,0	34,0
Үй-жайларды жылыту	Өте суық	11,2	10,1	11,2	10,8	11,1	0,8	-	0,8	10.6	11,2	10,8	11,2
	Суық	12,7	11,5	12,7	12,3	6,5	-	-	-	6,6	12,7	12,3	12,7
	Қалыпты суық	15,2	13,7	15,2	13,0	-	-	-	-	-	13,0	14,7	15,2
	Қалыпты суық ылғалды	15,9	14,3	15,9	11,3	-	-	-	-	-	11,3	15,4	15,9
	Қалыпты жылы	19,0	17,2	19,0	3,7	-	-	-	-	-	3,7	18,4	19,0
	Қалыпты жылы ылғалды	15,9	14,3	15,9	11,3	-	-	-	-	-	11,3	15,4	15,9
	Жылы ылғалды	36,0	14,0	-	-	-	-	-	-	-	-	14,0	36,0
	Ыстық құрғақ	23,8	21,5	4,0	-	-	-	-	-	-	3,9	23,0	23,8
Ішкі және сыртқы жарық беру		12,0	11,0	10,0	7,0	5,0	5,0	5,0	5,0	6,0	10,0	12,0	12,0

¹ Басқа электр қабылдағыштар бойынша электр энергиясы шығысының нормасы жыл бойы біркелкі бөлінеді.

Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

Қосалқы станциялардың өз мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормалар ынесептеу үлгілері

1-мысал. 35 кВ қосалқы станция. Климаттық аудан - қалыпты суық.

Жабдық:

Трансформаторлар 2хТМ-3200

Ажыратқыштар 4хВТ-35

КРУН 6 ұяшық

Есептеу:

ОПУ жылыту 12,6х1,25 = 15,75

ОПУ желдету және жарық беру 1,7

Сыртқы жарық беру 0,4

Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары 3,3

Аккумулятор үй-жайын желдету 1,5

КРУН жылыту 1,2х6 = 7,2

35 кВ ажыратқыштарды жылыту 0,5х4 = 2,0

Байланыс және телемеханика аппаратурасы 1,9

Өзгелері 2,2

___________________________________________

Жиыны 35,95

Қосалқы станцияның меншікті мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормасы: 35,95 мың кВт*сағ/жыл.

2-мысал. 35 кВ қосалқы станция. Климаттық аудан – қалыпты жылы.

Жабдық:

Трансформаторлар 2хТМ-6300

Бөлгіштер, қысқа тұйықтағыштар 4 дана.

КРУН 12 ұяшық

Жедел ток – ауыспалы

Есептеу:

ОПУ жылыту 12,6

ОПУ желдету және жарық беру 1,7

Сыртқы жарық беру 0,4

Жедел тізбектер мен басқару тізбектері 2,3

Бөлгіштер мен қысқа тұйықтағыштардың жетектерін жылыту 1,1х4 = 4,4

КРУН ұяшықтарын жылыту 0,3х12 = 3,6

Байланыс және телемеханика аппаратурасы 1,9

Өзгелері 2,2

___________________________________________

Жиыны 29,1

Қосалқы станцияның меншікті мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормасы: 29,1 мың кВт*сағ/жыл.

3-мысал. 35 кВ қосалқы станция. Климаттық аудан - қалыпты суық.

Жабдық:

Трансформаторлар 1хТДН-10000

2х ТДНС-16000

Ажыратқыштар 6

МКП-35

Есептеу:

Трансформаторларды үрлеу 11,0х 2 = 22,0

8,0х 1 = 8,0

ОПУ жылыту 12,6х 1,25 = 15,75

ОПУ желдету және жарық беру 1,7

ЗРУ жылыту 0,4х1,25 = 5,0

Сыртқы жарық беру 0,4

Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары 3,3

Аккумулятор үй-жайын желдету 1,5

Ажыратқыштарды жылыту 0,8х6 = 4,8

Байланыс және телемеханика аппаратурасы 1,9

Өзгелері 2,2

___________________________________________

Жиыны 66,5

Қосалқы станцияның меншікті мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормасы: 66,5 мың кВт*сағ/жыл.

4-мысал. 110/10 кВ қосалқы станция. Климаттық аудан - суық.

Жабдық:

Трансформаторлар ТМТ-5600;

ТМТ-6300

Ажыратқыштар 1хМКП-110

ОВБ қызмет көрсету

Есептеу:

ОВБ үй-жайын жылыту 11,0х1,5 = 16,5

ЗРУ жылыту 4х1,5 = 6,0

Сыртқы жарық беру 1,5

Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары 6,0

Аккумулятор үй-жайын желдету 2,8

Ажыратқыштарды жылыту 19,5х1 = 19,5

Байланыс және телемеханика аппаратурасы 4,8

Өзгелері 2,2

___________________________________________

Жиыны 54,8

Қосалқы станцияның меншікті мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормасы: 54,8 мың кВт

сағ/жыл.

5-мысал. 110/35/6 кВ қосалқы станция. Климаттық аудан - қалыпты суық.

Жабдық:

Трансформаторлар: 2хТДГ-40000;

1хТДГ-20000

Ажыратқыштар: ТхВВН-ПО;

8хВМД-35.

Есептеу:

Трансформаторларды үрлеу 17,3х2 = 34,6

14,0х1 = 14,0

ОПУ жылыту 38,2х1,25 = 47,75

ОПУ желдету және жарық беру 2,9

ЗРУ жылыту 4,0х1,25 = 5,0

Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары 3,0

Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары 16,5

Аккумулятор үй-жайын желдету 4,2

Ажыратқыштарды жылыту 9,9х7 = 69,

0,5х8 = 4,0

Компрессорлардың электр қозғалтқыштары 11,0х7 = 77,0

Компрессор үй-жайын жылыту 12,0х1,25 = 15,0

Компрессор үй-жайын желдету 3,0

Ауа жинақтағыштарды жылыту 1,3х1,5 = 1,95

Байланыс және телемеханика аппаратурасы 8,7

Өзгелері 3,3

___________________________________________

Жиыны 308,25

Қосалқы станцияның меншікті мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормасы: 308,25 мың кВт*сағ/жыл.

6-мысал. 330 кВ қосалқы станция. Климаттық аудан – қалыпты жылы.

Жабдық:

Трансформаторлар 3хАТДЦТГ- 240000/330

2хТДТНГ-60000/220

Ажыратқыштар 4хВВН-330

9хМКП-220

12хВЦД-35

Синхронды компенсаторлар 2хКСВ-50000-11

Есептеу:

Автотрансформаторларды суыту 432,4х3 = 1297,2

Трансформаторларды үрлеу 40,0х2 = 80,0

ОПУ жылыту, желдету және жарық беру 71,7

ЗРУ жылыту 4,0

Сыртқы жарық беру 12,0

Зарядтау-қосалқы зарядтау құрылғылары 132,8

Аккумулятор үй-жайын желдету 8,4

Ажыратқыштарды жылыту 6,6х4 = 26,4

0,2х9 = 1,8

0,01х12 = 0,12

Компрессорлардың электр қозғалтқыштары 26,0х4 = 104,0

Компрессор үй-жайын жылыту 12,0

Компрессор үй-жайын желдету 3,0

Ауа жинақтағыштарды жылыту 2,7

С.к. қосалқы құрылғылары 187х2 = 374

С.к. қосалқы құрылғыларының ғимаратын жылыту 54

Байланыс және телемеханика аппаратурасы 43,8

Өзгелері 7,4

___________________________________________

Жиыны 2235,3

Қосалқы станцияның меншікті мұқтаждықтарына электр энергиясы шығысының нормасы: 2235,3 мың кВт*сағ/жыл.

Электр желілеріндегі электр энергиясы шығындарының нормативтік шамасын есептеу әдістемесіне 4-қосымша

Электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындарды есептеу

1. Электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар ТТ - К_ТТ, ТН - К_ТН дәлдік сыныптары, К_сч есептеуіштері, ТТ -

_ТТ ток жүктелімі коэффициенттері және есептеуіштердің соңғы тексеруден кейінгі - Т_пов, жыл, қызмет мерзімі туралы деректердің негізінде айқындалады. Төменде келтірілген ТТ, ТЖ және есептеуіштердің орташа қателіктеріне тәуелділік жалпы электр желісі бойынша жиынтық есепке алмауды есептеу үшін ғана қолданылады. Бұл тәуелділіктерді нақты есепке алу нүктесіндегі есептеуіштердің көрсеткіштерін түзету үшін қолдануға жол берілмейді.

2. Электр энергиясын есепке алу жүйесінің қателіктерімен негізделген шығындар электр энергиясының желіге түсуін және электр энергиясының желіден босатылуын есепке алудың әрбір нүктесі үшін айқындалған мәндердің жиыны ретінде мына формула бойынша есептеледі:

(1)

мұнда

_ттi,

_тнi және

_счi – і-ші есепке алу нүктесіндегі ТТ, ТЖ және есептеуіштердің орташа қателіктері, пайыз (бұдан әрі - %);

W_i – есептік кезеңде ші есепке алу нүктесіндегі есептеуіш тіркеген энергия.

3. ТТ орташа қателігі мына формула бойынша айқындалады:

I_ном номиналды тогы 1000 А ТТ үшін:

_ТТ= 0,05 болғанда

ТТ = 30(

_ТТ - 0,0833) К_ТТ; (2)

0,05

_ТТ болғанда

0,2

ТТ = 3,3333 (

_ТТ - 0,35) К_ТТ; (3)

_ТТ

0,2 болғанда

_ТТ = 0,625 (

_ТТ - 1)К_ТТ; (4)

I_ном номиналды тогы 1000 А астам ТТ үшін:

(5)

4. ТЖ орташа қателігі мына формула бойынша айқындалады (қосу сымдарындағы шығындар ескеріле отырып):

(6)

5. Индукциялы есептеуіштің орташа қателігі мына формула бойынша айқындалады:

(7)

k коэффициенті 2000 жылға дейін жасалған индукциялы есептеуіштер үшін 0,2-ге тең және аталған мерзімнен кешірек жасалған индукциялы есептеуіштер үшін 0,1-ге тең деп қабылданады.

Нормативтік толық есепке алмауды айқындау кезінде Т_пов мәні тексеруаралық нормативтік аралықтан аспауға тиіс.

Электронды есептеуіш үшін

сч=0 қолданылады.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 31-қосымша

Энергия жүйесіндегі технологиялық бұзушылықтардың алдын алу және оларды жою үшін электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін жасау және қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Энергия жүйесіндегі технологиялық бұзушылықтардың алдын алу және оларды жою үшін электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін жасау және қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

2. Осы Әдістемелік нұсқаулар мыналарды айқындайды:

1) электр энергиясын (қуатын) тұтыну режимін авариялық шектеу кестелерін (бұдан әрі – авариялық шектеу кестелері) әзірлеу тәртібі;

2) аталған кестелерді қолдану тәртібі (жедел-диспетчерлік басқару субъектісінің диспетчерлік орталығының электр энерегтикасында авариялық шектеулер кестелерін қолданысқа енгізу тәртібі).

3. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) диспетчерлік команда – жоғары тұрған диспетчерлік орталықтың диспетчері байланыс арналары арқылы төмен тұрған диспетчерлік орталықтың диспетчеріне немесе электр энергетикасы субъектілерінің жедел персоналына беретін, электр жабдығының, құрылғыларының және электр желілерінің технологиялық жұмыс режимдері мен пайдалану жай-күйін басқару жөніндегі нақты әрекетті (әрекеттерді) жасауға (жасаудан қалыс қалуға) нұсқамасы;

2) диспетчерлік орталық – өзіне бекітілген операциялық аймақ шегінде энергия жүйесінің режимін басқаруды жүзеге асыратын, жедел-диспетчерлік басқару субъектісінің – ұйымның құрылымдық бөлімшесі;

3) істен шығу – техникалық құрылғының өз бетінше іске қосылуы немесе жұмыс істеуін тоқтатуы, сондай-ақ жұмыс істеу параметрлерінің рұқсат етілген шектерден шығып кетуі;

4) жүйелік оператор – орталықтандырылған жедел-диспетчерлік басқаруды, басқа мемлекеттердің энергия жүйелерімен параллель жұмысты қамтамасыз етуді, энергия жүйесіндегі теңгерімділікті ұстап тұруды, жүйелік қызметтер көрсетуді және электр энергиясының көтерме нарығы субъектілерінен қосалқы қызметтерді сатып алуды, оған техникалық қызмет көрсетуді және пайдалануға әзірлікте ұстап тұруды жүзеге асыратын ұлттық компания;

5) жедел-диспетчерлік басқару субъектілері – жедел-диспетчерлік басқарудың тиісті субъектілерінің диспетчерлік жауапкершілігі шегінде басқарылатын жүктемемен, төмен тұрған жедел-диспетчерлік басқару субъектілері, электр энергетикасы субъектілері және электр энергиясын тұтынушылар үшін міндетті болып табылатын жедел-диспетчерлік командалар мен өкімдер беруге уәкілетті ұйымдар мен жеке тұлғалар, олардың қызметі жүйелік операторлармен және жедел-диспетчерлік басқарудың өзге де субъектілерімен шарттар жасасу негізінде жүзеге асырылады және жоғары тұрған деңгейдегі жедел-диспетчерлік басқару субъектілерінің жедел-диспетчерлік командалары мен өкімдеріне бағынысты;

6) электр энергетикасындағы өзара қатынастар – Қазақстан Республикасы тұтынушыларын сенімді және сапалы энергиямен жабдықтауды қамтамасыз ететін, электр және жылу энергиясын өндіру, беру және тұтыну процесінде туындайтын қатынастар;

7) электрмен жабдықтауды шектеу – тұтынушыға электр энергиясын беруді толық немесе ішінара тоқтату.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энерегтикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2-тарау. Шектеулер кестелерін әзірлеу тәртібі

4. Элетр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін жүйелік оператор белгілеген авариялық шектеулерді енгізу көлемі мен тәртібіне қойлатын талаптар негізінде, Энергиямен жабдықтаушы ұйымдар (бұдан әрі – ЭЖҰ) мен Өңірлік энерегтикалық компаниялар (бұдан әрі – ӨЭК) бірлесіп әзірлейді, ол жергілікті жерлерде Өңірлік диспетчерлік оталықпен (бұдан әрі – ӨДО) келісіледі.

5. Электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін де ұлттық немесе өңірлік электр желісіне қолжетімділігі бар ірі тұтынушылар әзірлейді.

6. Электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелеріне барлық түрдегі тұтынушылар кіреді (өнеркәсіптік, коммуналдық-тұрмыстық, ауыл шаруашылығы, халық).

7. Келісілген шектеулер кестелері негізінде ӨДО-де өңірдегі электр энергиясының көтермен нарығы (бұдан әрі – ЭКН) субъектілерін шектеудің жиынтық кестесі жасалады, ол Жүйелік оператордың Ұлттық диспетчерлік орталығының (бұдан әрі - ЖО ҰДО) бас диспетчеріне бекітуге жіберіледі.

8. Электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін әзірлеу кезінде электр энергиясын (қуатын) тұтынуды маусымдық азайту немесе ұлғайту ескеріледі. Осы кезеңге электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестесінде, сөндіруге жататын жүктемелер көлеміне қосымша өзгерістер енгізіледі.

9. Электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін әзірлеу кезінде, электр станцияларының басқару қалқандарынан жүйелік оператордың жедел персоналы қуат беруші орталықтардан электр жолдарын тікелей сөндіру арқылы тұтынушылардың және ӨДО немесе ӨЭК диспетчерлік пуктімен диспетчерлік байланысы мен тұрақты кезекші персоналы бар тұтынушылардың жүктемесін дереу (шұғыл) сөндірудің техникалық мүмкіндігі көзделеді және қамтамасыз етіледі.

10. Электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін осы нұсқаулықтың талаптарына сәйкес ағымдағы жылыдң 1 қазанынан бастап келер жылдың 1 қазанына дейінгі кезеңге ЭКН субъектілері әзірлейді және өңірдегі ЭКН субъектілерін шектеудің жиынтық кестесін жасау үшін ағымдағы жылдың 1 қыркүйегінен кешіктірілмей ӨДО-ға келісуге беріледі, шектеудің жиынтық кестесі ағымдағы жылдың 20 қыркүйегінен кешіктірілмей ЖО ҰДО-ға бекітуге беріледі.

11. Тұтынуды шектеу кестелеріне өзгерістер мен толықтыруларды енгізу осы кестелерге енгізілген тұтынушыларды қосу бойынша жүктеменің бақылау режимдік өлшеу деректерін талдау негізінде жүргізіледі. ӨДО тұтыну деңгейін тиімді түрде тұрақты бақылауды қамтамасыз етеді, өйткені кестелерді қолдану кезінде және құрылғылармен аварияға қарсы автоматиканы сөндірген кезде электр энергиясын тұтынуды төмендетудің тиімділігі ағымдағы тұтынуға пайыздық қатынаста берілген шамаларға сай келетіндей болады.

12. ЖО ҰДО ЭКН субъектілері шектеулер кестесін келіспеген немесе ұсынбаған жағдайда, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 2 ақпандағы № 58 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10552 болып тіркелген) Қазақстанның бірыңғай электр энергетикасы жүйесінде авариялық бұзшылықтарды болғызбау және оларды жою жөніндегі қағидаларына сәйкес өз қалауы бойынша тұтынушыларды шектеу және сөндіру кестелері енгізіледі. Электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеуді енгізу жөніндегі жедел өкімдер орындалмаған жағдайда, ЖО ҰДО (ӨДО) диспетчері "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасының заңына сәйкес Ұлттық Электр Желісіне қосылу нүктелерінде ЭКН субъектілерінің электр қондырғысын сөндіреді.

3-тарау. Авариялық шектеу кестелерін қолдану тәртібі

13. Электр энергиясын (қуатын) тұтыну режимін шектеу кестелері – электр энергиясын өндіру тапшылығы кенеттен туындаған, электр техникалық жабдықтың жүктемесі шамадан асқан немесе асу қаупі төнген, Қазақстан Республикасының Бірыңғай энергетика жүйесіне (бұдан әрі – ҚР БЭЖ) кіретін электр станцияларының параллель жұмысының орнықтылығы бұзылған кезде қолданылады.

14. Электр энергиясын тұтыну режимін шектеу кестелері отын тапшылығы туындаған жағдайда қолданылады.

Электр қуатын тұтынуды шектеу кестесі электр қуатын өндіру мен тұтыну арасындағы теңгерімнің бұзылу қатері (қуат тапшылығы) туындаған жағдайда қолданылады.

15. Шектеулер кестелерінде өңір бойынша тұтастай ең жоғары жүктемелер кезеңінде тұтынылатын қуаттылықтың кемінде 40 пайызы көлеміндегі тұтынушылардың жүктемесін сөндіру мүмкіндігі көзделеді, оның ішінде 20 пайыз жүктемені сөндірудің арнайы автоматикасының (бұдан әрі – ЖСАА) автоматты әрекетімен енгізілетін немесе жиынтық сөндірілетін қуаттылық шамасын тең төрт кезекке бөле отырып 10 минут ішінде 20 пайыз және 2 кезекке бөліп дереу қолмен сөндіру көзделеді. Шектеулер кестесінің үлгісі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес келтірілген.

16. Өңірде ЭКН субъектілері арасында электр энергиясын шектеу шамасын бөлуді ӨДО белгілі бір энергия тораптарында электр энегиясының (қуатының) тапшылығының туындау мүмкіндігін және (немесе) авариялық режимдердің, оның ішінде жөндеу схемаларында туындау қатерін бағалау негізінде жүргізеді.

17. Авариялық шектеу кестелерін диспетчерлік командаларды және (немесе) өкімдерді беру арқылы диспетчерлік орталық қолданысқа енгізеді.

18. Электр энергиясын тұтынушылар өздерінің жұмыстарының технологиялық ерекшеліктеріне қарай, егер Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 245 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11025 болып тіркелген) Авариялық броны бар тұтынушыларды энергиямен жабдықтау туралы қағидаларға және талаптарға сәйкес, авариялық бронь белгіленген тәртіппен айқындалатын болса, электрмен жабдықтаудың авариялық броны шамасына дейін электр энергиясын (қуатын) беруді шектейді (сөндіреді).

19. Жүйелік авария туындаған кезде тұтынушыларды энергиямен жабдықтау – қызметінің тоқтауы адамдардың өміріне қауіп төндіретін, сондай-ақ авариялық бронь мөлшерінде ғана апатты әкологиялық зардаптарға әкелетін үздіксіз энергиямен жабдықтауға мұқтаж технологиялық себептерге байланысты, энергия беруші ұйымдар әзірлейтін шаруашылық инфрақұрылымын ұйымдастыру үшін электр қуатын беруді қамтамасыз ететін схемалар бойынша жүзеге асырылады.

20. Жағдайлар мен негіздер болған кезде, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 25 ақпандағы № 143 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10403 болып тіркелген) Электр энергиясын пайдалану қағидаларына сәйкес, электр желілік ұйым өз бетінше тұтыну режимдерін шектеуді енгізеді.

Көрсетілген кестелер енгізілгеннен кейін электр желілік ұйым жүйелік оператордың тиісті диспетчерлік орталығына бұл туралы хабарлайды.

Энергия жүйесіндегі технологиялық бұзушылықтардың алдын алу және оларды жою үшін электр энергиясын (қуатын) тұтынуды шектеу кестелерін жасау және қолдану жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымша

Кезектер бойынша шектеулердің үлгілік кестесі

ПА әрекетімен немесе дереу сөндірілетін жүктеме, мега Ватт (бұдан әрі – МВт)		10 минут бойы сөндірілетін жүктеме (МВт)				Барлық сөндірілетін жүктеме
1-кезек	2-кезек	3-кезек	4-кезек	5-кезек	6-кезек	Сома
10%	20%	25%	30%	35%	40%	40%
ПС №1 Л- 111, 112 с Р=20 МВт	ПС №2 Л-113,114 с Р=20 МВт және барлығы 40 МВт алдыңғы кезектің жүктемесі	ПС №4 Л-115, с Р=10 МВт және барлығы 50 МВт алдыңғы кезектің жүктемесі	ПС №5 Л-116 с Р=10 МВт және барлығы 60 МВт алдыңғы кезектің жүктемесі	ПС №5 Л-117 с Р=10 МВт және барлығы 70 МВт алдыңғы кезектің жүктемесі	ПС №6 Л-118 с Р=10 МВт және барлығы 80 МВт алдыңғы кезектің жүктемесі	Р=80 МВт

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 32-қосымша

Салалық циркулярлар мен аварияға қарсы нұсқамаларды әзірлеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Салалық циркулярлар мен аварияға қарсы нұсқамаларды әзірлеу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және салалық өкімдік құжаттардың екі түріне – аварияға қарсы нұсқамалар мен салалық нұсқаухаттар үшін қолданылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) салалық (ведомстволық) нормативтік құжат–қызметтің әралуан түрлеріне қатысы бар қағидаларды, жалпы қағидаттарды немесе сипаттамаларды немесе олардың нәтижелерін белгілейтін құжат;

2) өкімдік құжат –ұйымның қызметіндегі әкімшілік және ұйымдастыру мәселелерінің шешімдері тіркелетін құжат;

3) нұсқаухат – бір көзден бірнеше мекенжай иесіне жіберілген хат;

4) нұсқама – адамнан немесе белгілі бір органдар мен лауазымды тұлғалардан белгілі бір орында болуды немесе белгілі бір әрекеттерді орныдауды талап ететін құжат.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Электр энергетикасын нормативтік-техникалық тұрғыдан қамтамасыз етудің бірінші кезектегі міндеті энергетика объектілерін сенімді, қауіпсіз және тиімді түрде пайдалануды қамтамасыз ету мақсатында электр энергетикасының субъектілері қолданатын және саланы тұрақты дамытуға ықпал ететін сапалы нормативтік-техникалық құжаттармен қамтамасыз ету болып табылады.

4. Өкімдік құжаттар бұйрықтар, нұсқаулар, нұсқамалар, нұсқаухаттар, шешімдер, өкімдерден тұратын ұйымдық-өкімдік құжаттардың жүйесіне кіреді.

5. Салалық нұсқаухаттар өндірістің технологиясын өзгерту, жабдықтардың анықталған құрылмалы кемшіліктерін жою және оның жұмысын қалыпқа келтіруге жедел шаралар қабылдау мәселелері бойынша шығарылады.

6. Аварияға қарсы нұсқамалар персоналмен жұмысты жетілдіру, еңбекті қорғау, пайдалану, аварияға қарсы және өртке қарсы іс-шараларды орындау, жұмыстың барынша тиімді құралдары мен тәсілдерін қолдану мәселелері бойынша шығарылады.

7. Нұсқаухаттардағы энергетика жабдығын жобалау мен пайдалануға, қоршаған ортаны қорғауға, қауіпсіздік техникасына қойылатын жаңа талаптар. Осы талаптарды үнемі сақтау көзделеді, кейіннен қолданыстағы салалық өкімдік құжаттарға енгізілетін өзгерістер түрінде ресімделеді.

2-тарау. Құжаттарды әзірлеу

8. Салалық өкімдік құжаттарды әзірлеу салалық құжаттарды әзірлеу мен қайта қараудың бекітілген жоспарларының (кестелерінің), жоғары тұрған ұйымдар тапсырмаларының негізінде, сондай-ақ "Электронды басылымдар. Негізгі түрлері және шығу/демалыс мәліметтері" МемСТ 7.83-2001 сәйкес жоғары тұрған ұйымдардың бастамасы бойынша жүргізіледі.

9. Жоғары тұрған ұйымдардың салалық өкімдік құжаттардың әзірленуін қаржыландыру көздері техникалық тапсырманы (техникалық бағдарламаны) бекіту сатысында айқындалады.

10. Салалық өкімдік құжаттарды әзірлеу кезінде ұйымдастыру-әдістемелік бірізділікке қол жеткізу мақсатында әзірлеудің мынадай сатылары белгіленеді:

1) бірінші саты – сол бекітіліп отырған мақсаты қойылған құжаттаманы әзірлеуге арналған техникалық тапсырмаларды бекіту;

2) екінші саты – құжаттың ерекшелігіне, құжатты әзірлеуге тартылатын мамандардың біліктілік деңгейі мен жұмыс тәжірибесіне қарай құжатты әзірлеушілер командасын іріктеу;

3) үшінші саты – салалық өкімдік құжаттың бірінші редакциясын әзірлеу және пікір білдіру мерзімі кем дегенде 10 күн болатындай арналып шығарылып отырған ұйымдардың пікірлер білдіруі үшін оны жіберу, одан кейін пікірлерді өңдеу, салалық өкімдік құжаттың түпкі редакциясын әзірлеу.

11. Қазақстан Республикасы Премьер-Министрінің орынбасары –Индустрия және жаңа технологиялар министрінің 2012 жылғы 28 қыркүйектегі № 351 бұйрығымен бекітілген нұсқамаларды беру қағидаларына сәйкес (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 8052 болып тіркелген).

3-тарау. Құжаттардың белгіленуі

12. Нұсқамалардың белгіленуі (кодтық нөмірлеу) индекстен, реттік нөмірден және дефис арқылы бөлінген құжаттың шығарылған жылынан тұрады.

13. Нұсқама үшін келесі индекстер белгіленеді:

1) ПН – технологиялық жабдық пен қондырғылардың пайдалануын жетілдіру, персоналмен жұмысты ұйымдастыру, авариялар мен оның салдарын болғызбау мәселелері бойынша нұсқамалар;

2) ЕН – еңбекті қорғау, қауіпсіз жұмыс тәсілдерін жетілдіру және электр энергетикасында жарақаттанушылықты болғызбау мәселелері бойынша нұсқамалар;

3) ҚН – электр энергетикасы объектілерін өрттен қорғауды жетілдіру, персоналмен өрт қауіпсіздігі жөнінде жұмысты ұйымдастыру, өрттер мен олардың салдарын болғызбау мәселелері бойынша нұсқамалар.

Нұсқаманың (тіркеу нөмірінің) белгілену үлгісі:

ПН-01-2015,

мұнда

ПН – нұсқама индексі;

01 – жыл басынан бері шығарылған әрбір нұсқамалардың (ПН, ЕН, ҚН) кезекті реттік нөмірі;

2015 – нұсқаманың шыққан жылы.

14. Нұсқаухаттың белгіленуі (кодтық нөмірлеу) дефис арқылы бөлінген құжат түрінің индексінен (Н), жыл басынан бері және нұсқаухат шыққан жылдан бастап шығарылған әрбір нұсқаухаттың кезекті реттік нөмірінен тұрады. Нұсқаухаттың белгіленуінде "Э" немесе "Ж" деген (электр техникалық немесе жылу технкиалық тақырыптағы) индекстердің (жақша ішінде) берілуіне рұқсат етіледі.

Мысалы, 2016 жылы бірінші болып шығарылған жылу техникасының тақырыбы жөніндегі нұсқаухат Н-01-2016(Т) ретінде белгіленеді.

4-тарау. Құжаттардың таралымын көбейту және тарату

15. Осы Әдістемелік нұсқауларда қаралып отырған құжаттарды салалар бойынша таратуды құжаттарды әзірлеуші:

1) электрондық байланыс құралдарының көмегімен нормативтік құжаттардың электрондық қоры арқылы;

2) қағаз жеткізгіште жүзеге асырады.

16. Өртке қарсы нұсқамалар мен салалық нұсқаухаттардың таралымын көбейту мерзімі оларға қол қойылған күннен бастап 1,5 айдан аспайды.

17. Құжаттардың орындаушылары арнайы тізімге сәйкес электрондық пошта арқылы жіберуді, сондай-ақ құжатты қағаз жеткізгіште, оның ішінде тізіммен айқындалған дана санының таралымын көбейтуді жүзеге асырады. Құжатты электрондық пошта арқылы адресатқа жеткізу мерзімі құжат бекітілген күннен бастап бір ай мерзімнен аспайды.

18. Тізіммен айқындалған қағаз жеткізгіштегі құжаттардың таралымын көбейту, сондай-ақ оны тізімге енгізілмеген ұйымдар мен кәсіпорындарға электрондық пошта арқылы жіберу кәсіпорындар мен ұйымдар есебінен жүргізіледі.

5-тарау. Әзірленетін құжаттарды жазуға қойылатын тааптар

19. Құжат мәтінін жазу кезінде "Ақпарат, кітапхана және баспа ісі жөніндегі стандарттар жүйесі. Ғылыми-зерттеу жұмысы туралы есеп. Құрылымы және ресімдеу" МемСТ 7.32-2001 стандарттарына сәйкес қолданыстағы мемлекеттік және салалық стандарттармен белгіленген терминдер, анықтамалар мен белгіленулер қолданылады.

20. Құжаттың мазмұны қысқаша көрініс табатындай оның тақырыбы болады.

21. Салалық нұсқаухат пен аварияға қарсы нұсқаманың мәтіні екі бөліктен – констатациялау және өкімдік бөліктен тұрады.

Констатациялау бөлігінде нұсқаухатты және нұсқаманы шығарудың себептері немесе мақсаты баяндалады.

Өкімдік бөлікке мыналар кіреді:

1) тапсырманы орындаушылар;

2) қолданыстағы қағидалардың немесе басқа да нормативтік құжаттың тарауын, бөлімін немесе тармағын көрсете отырып, орындау мерзімі бар орындалатын іс-шаралар.

22. Нұсқаухаттың немесе нұсқаманың өкімдік бөлігі "мыналарды міндеттейді" деген сөзден кейін басталады.

23. Нұсқаухат пен нұсқаманың өкімдік бөлігін құрастыру кезінде "күшейтілсін", "жеделдетілсін", "шаралар қабылдансын", орындауға қабылдансын" сияқты сөз орамдары қолданылмайды және орындау мерзімінсіз бақыланбайтын тапсырмалар кірмейді.

24. Нұсқаухат пен нұсқаманың өкімдік бөлігінің мәтіні араб цифрларымен белгіленетін тармақтарға және тармақшаларға бөлінеді, мысалы: 1; 2 және одан әрі қарай немесе 3.1; 3.2 және одан әрі қарай.

Әрбір тармақ абзацтан басталады және бас әріппен жазылады.

25. Құжаттың өкімдік бөлігінің тармақтары құрылмалы өзгерістер немесе жабдықтың (құрылғының, жүйелердің) жекелеген бөлшектерін ауыстыру, схемаларын өзгерту, қосымша жарақтандыру немесе нақты жабдықта басқа да іс-шараларды өткізу бойынша тапсырмалардан, қолданыстағы салалық нормативтік құжаттарға енгізілетін өзгерістерді әзірлеу мен шығару жөніндегі нақты орындаушы ұйымдарға берілетін тапсырмалардан тұрады.

26. Нұсқаухаттардың өкімдік бөлігіне орындау үшін қосымша ірі немесе арнайы инвестициялық салымдар қажет етілетін тапсырмалар енгізілмейді.

27. Қажет болған кезде құжатта қолдану мерзімі көрсетіледі.

Орындау мерзімін айқындау кезінде "тұрақты", "мерзімді", "үнемі" деген сөздерді қолдануға жол берілмейді.

28. Егер тапсырманы орындау үшін режимдік іс-шаралар (жабдықтың тоқталысы, оны жөндеуге шығару және тағы басқалар) қажет болса, онда орындау мерзімі осы іс-шараларды өткізуді ескере отырып көрсетіледі, мысалы: "жуырда күрделі жөндеу".

29. Нұсқаухат пен нұсқаманың қолданылуы белгіленген қолдану мерзімі аяқталғаннан кейін немесе осы мәселе бойынша басқа өкімдік құжат шыққан кезде тоқтатылады.

30. Бұдан бұрын шығарылған құжаттардың қолданылуы энергия жүйелерін пайдалану жөніндегі өкімдік құжаттардың кезекті жинағы шығарылған кезде қайта қаралады.

6-тарау. Құжаттарды ресімдеуге қойылатын талаптар

31. Нұсқаухат мынадай деректемелермен шығарылады:

1) тақырыбы (қысқаша мазмұны және шығару мақсаты);

2) қолдану мерзімі (қажет болған кезде);

3) нұсқаухатты дайындаған ұйымдар басшыларының қолтаңбасы;

4) орындаушының тегі мен телефоны;

5) жіберу тізімі.

32. Нұсқама мынадай деректемелермен шығарылады:

1) тақырыбы (қысқаша мазмұны және шығару мақсаты);

2) қолдану мерзімі (қажет болған кезде);

3) құжатты дайындаған ұйымдар басшыларының қолтаңбасы;

4) орындаушының тегі мен телефоны;

5) жіберу тізімі.

33. Нұсқаухат нысаны "Ақпарат, кітапхана және баспа ісі жөніндегі стандарттар жүйесі. Ғылыми-зерттеу жұмысы туралы есеп. Құрылымы және ресімдеу" МемСТ 7.32-2001-де келтірілген.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 33-қосымша

Жылу электр станцияларындағы сутегі шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Жылу электр станцияларындағы сутегі шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі - Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр машинасы – электр магнитті индукция және электр тогы бар магниттік өрістің өзара іс-қимыл жасауы негізінде энергияны өзгертуге арналған, негізгі өзгеру процесіне қатысатын кемінде екі бөлігі бар және бір-біріне қатысты айналу немесе бұрылу мүмкіндігі бар электр техникалық құрылғы;

электр станциясы – электр және жылу энергиясын өндіруге арналған, құрылыс бөлігі, энергияны өзгертуге арналған жабдығы және қажетті қосалқы жабдығы бар энергетикалық объект;

3) сутегі – иісі жоқ, түссіз жанатын газ.

Ескертпе: Қалыпты жағдайда сутегінің тығыздығы 0,009 килограмға/текше метрге (бұдан әрі – кг/м³), ауа бойынша тығыздығы – 0,07 кг/м^3; жанғандағы жылуы – 28670 килокалорияға/килограмға; ең төменгі тұтану энергиясы – 0,017 мега Джоульге тең. Ауамен және оттегімен қосылғанда жарылу қаупі бар қоспа құрайды.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Электр машиналарын (генераторлар мен синхронды компенсаторлар) салқындату үшін жылу электр станцияларында, жылу электр орталықтарында, гидроэлектр станциярларында немесе 30-дан 300 мегаватқа (бұдан әрі – МВт) дейінгі белгіленген қуаттылықтағы агрегаттардың диапазонындағы басқа да өнеркәсіптік объектілерде статор мен ротор орамаларын жанама (беткі) немесе тікелей (ішкі) салқындату жүйелеріндегі сутегі қолданылады, бұл ауамен салқындатумен салыстырғанда электр машинасының пайдалы әсер коэффициентін арттыруға мүмкіндік береді.

4. Барлық электр станцияларында сутегі шаруашылығында сутегін өндіру үшін электролизерлер пайдаланылады, содан кейін сутегі сутегі ресиверлеріне түсіп, онда пайдалануда үрлеу, толықтыру немесе жөндеуден кейін генератордың газ көлемін толтыру үшін генераторларға кейіннен беруге жинақталып отырады.

5. Электролизер қондырғысы өндіретін сутегінің тазалығы жоғары, Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (бұдан әрі – Техникалық пайдалану қағидалары) сәйкес 99 пайыздан төмен емес.

6. Генераторларда сутегінің тазалығы жөніндегі талаптар аздап төмен және Техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес генераторлардың әртүрлі типтері үшін 95-тен 98 пайызға дейінгіні құрайды.

Сутегінің берілген тазалығын қолдау үшін атмосфераға сутегін шығара отырып генератордың газ көлемін үрлеу кезең-кезеңмен жүргізіліп отырады, сонымен қатар сутегінің қысымын арттыру жөніндегі элетролиз қызметінің сөнуінің алдын алу үшін, сыртқы ауа температурасына қарай өзгеріп отыратын сутегін сақтау ресиверлеріндегі артық қысымды атмосфераға шығару жүргізіледі.

7. Электр станциясының сутегі шаруашылығындағы генераторларды немесе басқа да элементтерді жоспарлы немесе жоспардан тыс жөндеуге шығару кезінде көмірқышқылымен, азотпен немесе аргонмен ығыстыру арқылы атмосфераға сутегін шығару жүргізіледі. Техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес, әрбір генератордағы 5 пайыздан аспайтын сутегінің тәуліктік шығуын, сондай-ақ жұмыс қысымы кезінде генератордағы газдың жалпы санынан 10 пайыздан аспайтын үрлеуді ескере отырып тәуліктік шығысын нормалайды. Бірінші 5 пайыз норма электр станцияларда қатаң бақыланады, өйткені генератордың майлы тығыздағының – сутегі шаруашылығы арматура мен құбырларының газды салқындатқыштарының тығыздығы мен газ тығыздығының жұмыс сапасына байланысты болады. Екінші 10 пайыз шама іс жүзінде бақыланбайды, өйткені негізгі жабдықты тоқтатуды талап етпейді және электр энергиясын дербес қажеттіліктерге жұмсау шамасына ғана әсер етеді. Сутегінің іс жүзіндегі тәуліктік шығысы жоспардағыдан асып кетеді.

7. Электр станциясында жұмыс істеп тұрған және резервтегі генераторлар сутегінің жұмыс қысымында болады, электр станциясында тәуліктік шығыс нормасының гаммасы болмашы. Мысалы, төрт генераторы бар жылу электр орталығында (екі ТВ-60 және екі ТВФ-60 және ТВФ-120) СЭУ-4М типіндегі екі электролизер пайдаланылады, оларда сутегінің номиналды өнімділігі 2 текше метр/сағатына (бұдан әрі – м³/сағ) және ең жоғары өнімділігі - 4 м³/сағ .Есептік деректерге сәйкес, генераторлардың газ көлемі мен ондағы сутегінің жұмыс қысымын негізге алғанда, электролизде сутегінің тәуліктік шығысы 2 м³/сағ болады, жазғы уақытта іс жүзінде 1 электролизер жұмыс істейді, ал қысқы уақытта сутегінің шығысы шамамен 3 м³/сағ, оның 1 м³/сағ шығысы 5 пайыздық нормаланатын шекараларда сутегінің жоспардан тыс шығып кетуін толықтыруға тиесілі. Сондықтан да қоршаған ортаға мақсатсыз шығарып тасталатын сутегінің шығысы бұл жағдайда шамамен 2 м³/сағ.

8. Газдық салқындату жүйесін толықтыру үшін қажетті сутегінің көлемі газ жүйесінің көлемінен 2,5 – 3.

9. Генераторды сутегі салқындатуына ауыстыруға арналған сутегі баллондарының ең аз қоры әрбір генератор үшін дайындаушы зауыттың генератордың салқындату жүйесін пайдалану жөніндегі нұсқаулықтарында көрсетіледі.

Үлгі, қуаты 150 МВт генератор үшін сутегі баллондарының ең аз көлемі 120 (баллонның сыйымдылығы 40 литр) болады.

10. Аралық газ ауамен салқындату жүйесіне көшкен кезде қысылған ауамен ығыстырылады, ол газ бекетіне орнатылған кептіргіш сүзгі арқылы компрессордан генератор корпусына беріліп отырады. Баллондардағы сутегінің тазалығы кемінде 99,5 пайыз болады.

11. Сутегі шығып кеткендерді толықтыруға және газдың қажетті тазалығын ұстап түру үшін үрлеуге, сондай-ақ өтпелі режимдерді жүргізу кезінде генератор копусын толтыруға жұмсалады. Сутегінің берілген нормаларын ұстап тұруға арналған шығыс нормалары осы Әдістемеге қосымшаның 1-кестесінде келтірілген.

12. Өтпелі режимдерді жүргізуге сутегінің шығысы осы Әдістемеге қосымшаға сәйкес 1-кестеде келтірілген және ротор қозғалмаған кезде жылына әр генераторды екі рет толтыру қажеттігі есептеліп айқындалған.

13. Формула (1) бойынша айқындалған генератордағы сутегінің тәуліктік шығып кетуі 5 пайыздан аспай сәйкес келеді, ал осы Әдістеменің 17-тармағына сәйкес сутегінің тазалығын ұстап тұру үшін үрлеу ескерілгендегі тәуліктік шығыс – жұмыс қысымы кесінде машинадағы газдың жалпы көлемінен 10 пайыздан аспайды.

14. Синхронды компенсатордағы сутегінің тәуліктік шығысы ондағы газдың жалпы көлемінен 5 пайыздан аспай сәйкес келеді.

15. Ауаның тәуліктік шығып кетуінің мәні пайызбен алғанда мынадай формула бойынша айқындалады

(1)

мұнда Р_н и Р_к - сынақтың басындағы және соңындағы сутекті салқындату жүйесіндегі абсолютті қысым, МПа;

_н және

_к - сынақтың басындағы және соңындағы генератор корпусындағы ауа температурасы, градус Цельсия (бұдан әрі – ^оС).

Формула (1) бойынша есептелген ауаның тәуліктік шығып кетуі 1,5%-дан аспайды.

16. Генераторға түсетін сутегіндегі оттегінің құрамы көлемі бойынша 0,5%-дан аспайды.

17. Тікелей және жанама салқындататын синхронды компенсаторлар мен тікелей сутекті салқындататын орамалары бар генераторлар корпустарында салқындататын газдардағы сутегінің болуы кемінде 98 пайыз, жанама сутекті салқындататын генераторлар корпустарында сутегінің шамадан тыс қысымы 50 кило Паскаль (бұдан әрі – кПа) және одан жоғары болғанжа – 97 пайыз, сутегінің шамадан тыс қысымы 50 кПа дейін болған кезде – 95 пайыз.

18. Барлық типтегі сутегі салқындатқышы бар турбогенераторлар мен синхронды компенсаторлардың газында оттегінің болуы пайдалану кезінде 1,2 пайыздан, ал пайдалануға берген кезде және күрделі жөндеуден кейін сутегінің жиілігі 98 және 97 пайыз болғанда – тиісінше 0,8 және 1,0 пайыздан аспайды, қалтқылы гидроқақпақта, үрлеу багінде жәнеаз тазалайтын қондырғының сутегін ажыратқыш багінде – 2 пайыздан аспайды.

19. Газ циркуляциясы үнемі болып тұратын турбогенератордың газ жүйесінде (генератордың корпусы, кептіргіш құбырлар, газды талдауыштың импульсты құбырлары) ылғалдылыққа тексеріледі. Бұл ретте, турбогенератор корпусында сутегінің шық нүстесінің температурасы жұмыс қысымы кезінде газды салқындатқышқа кірер жердегі су температурасына қарағанда төмен, бірақ 15 градус Цельсиядан жоғары емес.

20. Сумен толық салқындатылатын турбогенератор корпусындағы ауаның шық нүктеінің температурасы дайындаушы зауыттың нұсқаулығында көрсетілген мәннен аспайды.

Жылу электр станцияларындағы сутегі шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне қосымша

1-кесте

Берілген жиілікті ұстап тұруға арналған сутегінің шығыс нормалары

Генератордың сериясы немесе типі	Номиналды қуаты, МВт	Тығыздаушы құрылғылардың типі	Сутегінің артық қысымы, атм.	Сутегінің шығыс нормасы, аспайтын
				текше метр/ тәулігіне (бұдан әрі – м3/тәу)	текше метр/ жылына (бұдан әрі – м3/ж)	Жы-лына баллон (40 литр, 150 атм)
ТВ2, ТГВ, ТВС	30	Бүйірлік	До 1	7	2450	410
ТВ, ТВ2 жанама салқындата-тын	50-100	Дөңгелек-ті және бүйірлік	До 1,5	12	4200	700
ТВФ үдемелі сутекті салқындататын	60-100	бүйірлік	До 2	15	5300	880
ТВ2 жанама салқындата-тын	150	Дөңгелек-ті және бүйірлік	До 1,5	20	7000	1160
ТВФ және ТВВ үдемелі және тікелей сутекті салқындата-тын	150 - 200	бүйірлік	До 3	20	7000	1160
ТГВ -200 тікелей сутекті салқындата-тын	200	бүйірлік	3	40	14000	2340

*Сутегінің шығыс нормасы генераторлардағы сутегінің тазалығын ұстап тұру қажеттігіне байланысты берілді:

1) сериясы ТВФ, ТВВ және ТГВ (ТГВ-25 қоспағанда) – 98 %-дан төмен емес;

2) 0,5 - 1 атм. дейін - кемінде 97% қысым кезінде жанама салқындататын;

3) 0,5 атм. дейін 95% төмен емес қысым кезінде.

2-кесте

Өтпелі режимдерді жүргізуге сутегінің шығысы

Генератордың типі	Ротор кіріктірілген корпус көлемі, текше метр (бұдан әрі – м3)	Сутегінің шамадан тыс қысымы, атмосфе-рада	Бір толтыруға сутегінің шығысы, м3	Жылына толтыру саны	Генераторларды толтыру үшін сутегінің шығысы
					м3/г	Жылына баллон (40 литр, 150 атмосферада)
ТВ2-30-2 ТВС-30 ТГВ-25	26	1	70	2	140	24
ТВ-50-2 ТВ-60-2	50	2	175	2	350	58
ТВФ-60 ТВФ-100	50	2	175	2	350	58
ТВ-100-2	70	1	175	2	350	58
ТВ2-100-2	65	1,5	195	2	390	65
ТВ2-150-2	100	1,5	300	2	600	100
ТВВ-165-2	53	3	240	2	480	80
ТВВ-200-2	56	3	250	2	500	84
ТВВ-320-2	87	3	392	2	784	131
ТВФ-200-2	80	2	280	2	560	94
ТГВ-200	70	3	315	2	630	105
ТГВ-300	75	3	340	2	680	113
ТВВ-500-2	100	4,5-5	450	2	900	150

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 34-қосымша

Жылу электр станцияларындағы көмірқышқыл газы шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Жылу электр станцияларындағы көмірқышқыл газы шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) электр машинасы – электр магниктті индукция және электр тогы бар магнит өрісінің өзара іс-қимыл жасауы негізінде электр энергиясын өзгертуге арналған, негізгі өзгерту процесіне қатысатын кемінде екі бөлігі бар және бір-біріне қатысты айналу немесе бұрылу мүмкіндігі бар электртехникалық машина;

2) генератор – механикалық энерегияны электр энергеиясына өзгертуге арналған айналатын электр машинасы;

3) электр станциясы – электр және жылу энергиясын өндіруге арналған, құрылыс бөлігі, энергияны өзгертуге арналған жабдығы және қосалқы қажетті жабдығы бар энергетикалық объект;

4) көмірқышқыл газы (СО2) – түссіз, иісі жоқ, жанбайтын және аздап қышқыл сұйытылған газ.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Жұмыс істеп тұрған денені салқындататын сутегінің жағымды қасиеттерімен қатар, оның жағымсыз қасиеттері де бар. Сутегінің басты жағымсыз қасиеті оның жарылу қауіптілігі болып табылады. Сутегінің аумен қосындысының жарылу қаупі бар. Сондықтан да генератордың корпусын сутегімен немесе аумен толтыру қандай да бір үшінші аралық газбен ауаны немесе сутегін толық ығыстыру арқылы жүргізіледі. Осындай аралық газ ретінде көмірқышқыл газы пайдаланылады.

4. Генератордың ұзақ уақыт бойы көмірқышқыл газымен жұмыс істеуіне жол берілмейді, ол генератор корпусында үнемі болатын ылғалмен қосылады. Көмірқышқылдың ылғалмен реакциясы генератордың бөліктеріне тұрып қалады және детальдарын ластандырады да генератордан жылудың бөлінуі нашарлайды. Көмірқышқыл газы генератор қосылған және тоқтатан уақытта корпусынан ауа мен сутегін ығыстыру үшін ғана қолданылады.

5. Салқындату жүйесі сутегімен толтырылған кезде көмірқышқыл газы генератор корпусынан толығымен ығыстырылады. Генератор жөндеуге тоқтаған кезде корпусын толтырып тұрған сутегі көмірқышқыл газымен ығыстырылады, ал оны өз кезегінде ауа ығыстырады.

6. Көмірқышқыл газы мен сутегі бар баллондар генератордың салқындату жүйесінің газ бекетінде орнатылады. Аралық газ ауамен салқындататын жұмысқа өткен кезде ауа қысымымен ығыстырылып, ол газ бекетінде орнатылған кептіргі сүзгіш арқылы компрессордан генератор корпусына беріледі. Көлемдік қамтылған кездегі көмірқышқыл газының жиілігі Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 мамырдағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес кемінде 98 пайыз болады.

7. Жүйеден ауаны ығыстыру үшін қажетті көмірқышқыл газының көлемі газ қоспасы көлемінің 2,0 – 2,5 болады.

8. Генераторды сутегімен салқындатуға ауыстыру үшін көмірқышқыл баллондарының ең төменгі запасы генератордың салқындату жүйесін пайдалану нұсқаулықтарында әрбір генераторға көрсетіледі.

Мысалы, қуаты 150 мегаВатт (бұдан әрі – МВт) генератор үшін көмірқышқыл баллондарының ең аз саны 50 (баллон сыйымдылығы 40 литр) болады.

9. Генератордың салқындату жүйесін газбен толтыру арнайы нұсқаулық бойынша жүргізіледі, ол корпусты газбен толтыру бойынша барлық операцияларлдың дәйектілігі мен ұзақтығын және салқындату жүйесіндегі газ құрамына талдау жүргізу тәртібін белгілейді.

Генератордан сутегін немесе ауаны ығыстыру процесі ұзақ болады және мәселен, қуаты 100 МВт турбогенератор үшін шамамен 5-6 сағат, қуаты 200 МВт генераторлар үшін 10-11 сағат болады.

10. Көмірқышқыл газы электр станцияларында сутегін ауамен және ауаны сутегімен ығыстыру кезінде аралық орта ретінде қолданылады.

11. Сутегі мен ауаны екі ығыстыру кезінде көмірқышқыл газының шығыс нормалары осы Әдістемеге қосымша кестеге сәйкес келтірілген.

Жылу электр станцияларындағы көмірқышқыл газы шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне қосымша

Көмірқышқыл газының шығыс нормалары

Генератор типі	Корпус пен газ құбырының көлемі, текше метр (бұдан әрі –м3)	Көмірқышқыл газының шығыс нормасы, аспайтын
		Текше метр/жыл (бұдан әрі – м3/ж)	Килограмм/ жыл (бұдан әрі – кг/ж)	Жылына баллондар (40 литр)
ТВС-30, ТГВ-25, ТВ2-30-2	26	168	336	34
ТВ-50-2, ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2	50	300	600	60
ТВ2-100-2	65	390	780	78
ТВ-100-2	70	420	840	84
ТВ2-150-2	100	600	1200	120
ТВВ-165-2	53	315	630	63
ТВВ-200-2	56	335	670	67
ТВВ-320-2	87	522	1044	105
ТВФ-200-2	80	480	960	96
ТГВ-200	70	420	840	84
ТГВ-300	75	450	900	90
ТВВ-500-2	100	600	1200	120

Ескертпе. Генераторлардың көмірқышқыл газына қажеттіліктерін айқындау кезінде өтпелі режимдерді орындауға жұмсалатын қосымша шығыстарды ескеру қажет.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 35-қосымша

Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларына қызмет көрсету жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1 тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларына қызмет көрсету жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларының релелі қорғаныс құрылғыларын және автоматикасының (бұдан әрі – РҚА) сенімді жұмыс істеу қызметін арттыру үшін қолданылады.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда қарастырылмаған РҚА құрылғыларына және басқа типтегі аппаратураға, техникалық байқау жұмыстары (бұдан әрі – ТБ) өндіруші көрсеткен нұсқау бойынша және осы Әдістемелік нұсқауларға сәйкес өткізіледі.

3. Пайдалану мерзімі немесе құрылғының жарамдылық мерзімінен кейінгі есептен шығару құрылғының физикалық жағдайына, қайта қалпына келтірудің еш негізі жоқтығына байланысты анықталады. Құрылғының жұмыс істеу уақыты аралығына, жаңа кезіндегі тексеруден бастап, бірнеше жөндеу кезеңдері кіреді:іске кірістіру кезеңі (пайдаланудың бастапқы кезеңі), қалыпты пайдалану кезеңі (тоқтап қалу ағыны параметрі тұрақты болған кезең), тозу кезеңі (құлдырау кезеңі, тоқтап қалу ағынының параметрі жоғарылағанда).

4. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) жұмысқа қабілетті күй – нысанның көрсетілген барлық функцияларға, нормативтік-техникалық талаптарға сай, жоба құжаттарына сәйкес барлық тапсырмаларды орындауға дайын күйі;

2) тоқтап қалу – нысаның жұмысқа қабілеттілігінің бұзылуы;

3) тоқтап қалу ағынының параметрі – белгілі бір уақыт ішіндегі тоқтап қалудың нақты саны;

4) біртіндеп тоқтау – пайдалану кезіндегі түрлі механикалық, физикалық және химиялық әрекеттер әсерінен нысанның бір немесе бірнеше параметрінің өзгеруінің нәтижесі;

5) күтпеген тоқтау – нысанның бір немесе бірнеше параметрлерінің секірмелі өзгеруі;

6) іске кірістіру кезеңінің тоқтауы – пайдаланудың бастапқы кезіндегі, өндіріс технологиясының жетіспеушілігінен немесе құрамдас бөліктер мен нысандар сапасына жеткілікті көңіл бөлмеуден туындайтын тоқтап қалу. РҚА құрылғылары үшін қосымша тоқтап қалудың тағы бір себебі жөндеу және құрастыру кезіндегі қателіктер, сапасыз жөндеуден өткізулер болып табылады. Микропроцессорлы (бұдан әрі --МП) қорғаныш құрылғыларының қосымша тоқтап қалудың бір себебі конфигурациалау кезіндегі қателіктер немесе терминал ішіндегі бағдарламалар қателігі, зауыттық тексеру кезінде және жөндек кезінде қателіктердің табылмауы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

2 тарау. РҚА техникалық жөндеу құрылғысының түрлері

5. РҚА және автоматика құрылғыларына жоспарланған техникалық қызмет көрсетудің бекітілген түрлері:

1) жаңадан қосылған кездегі тексеру (бұдан әрі-Н) (жөндеу);

2) алғашқы профилактикалық бақылау (бұдан әрі -– К1);

3) профилактикалық бақылау (бұдан соң –К);

4) профилактикалық қалпына келтіру (жөндеу) (бұдан соң – В);

5) тест бақылау (ТК);

6) сынау (О);

7) техникалық байқау (ОСМ).

6. Пайдалану кезінде бұдан өзге кезектен тыс техникалық қызмет көрсетулер болуы мүмкін:

1) мерзімінен тыс тексеру;

2) апатты жағдайдан кейінгі тексеру.

7. РҚА құрылғыларын жаңадан қосу кезіндегі тексеру, оның ішінде РҚА құрылғыларына жататын салдарлы шынжырлар, өлшеуіш трансфрматорлары және коммутационды аппараттар желісі тексеріледі:

1) қайта жөндеуден өткен құрылғыларды қосар алдында;

2) қосымша жаңа аппаратураны орнатқаннан кейінгі құрылғыны қайта құрастырған соң немесе салдарлы шынжырлар жөндеуден өткеннен соң.

8. Егер, жаңадан қосу кезіндегі тексеру басқа жөндеу ұжымында жасалған болса, онда пайдаланатын ұжымның РҚА мамандарының қабылдауынсыз жаңа құрылғыларды немесе жөнделген құрылғыларды қосуға рұқсат етілмейді.

9. Іске кірістіру кезеңіндегі техникалық қызмет көрсетудің міндеттерікірістіру кезіндегі тоқтап қалуларды мейілінше тез табу және тоқтап қалуың алдын алу.

10. РҚА құрылғылары үшін іске кіріктіру кезіндегі тоқтау пайдалану мерзімінің бастапқы мерзіміне тән. Жөндеу кезеңдерінде бұл тоқтау көп кездеспейді.

11. РҚА құрылғыларын іске кірістіру мерзімі пайдалану алдындағы реттеу жұмыстарынан басталады. Бұл жұмыс мұқият орындалған кезде іске кірістіру кезіндегі тоқтап қалулар ағынының алдын алады.

12. Дегенмен, әрқашан да реттеу кезінде байқалмаған ақаулардың кейін шығуы мүмкін екенін еске саламыз. Қала берді кейбір ақаулар пайдалануға берілгеннен кейін біраз уақыт өткен соң көрінеді. Мәселен, реленің немесе трансформатордың орамааралық оқшаулауының бос оралуы, сым қарсылығының жарығының болуы, радиоэлектронды және МП аппаратында жасырын ақаулардың орын алуы сынды дүниелер.

13. Бұндай жағдайларда реттеу жұмыстары аяқталып, құрылғылар пайдалануға берілгенімен іске кіріктіру мерзімін аяқталды деп есептей алмаймыз. Жөндеу жұмыстары өткен соң, араға шамалы уақыт салып қайта тексеріп, іске кіріктіру кезіндегі тоқтауларды анықтап, салдарын қалыпқа келтіру қажет. Бұндай тексерістер алғашқы профилактикалық бақылау деп аалады. Бұл бақылаудың мерзімі әдетте бір-біріне қара-қайшы екі факторға байланысты анықталады. Бір жағынан алып қарасақ, жасырын ақауларды табу үшін едәуір уақыт керек және ол уақыт көп болған сайын ақаудың табылу мүмкіндігі жоғары. Екінші жағынан қарасақ, құрылғының пайдалануға берілу уақыты мен алғашқы профилактикалық бақылау аралығы артқан сайын құрылғының жұмыс істеу қабілетінің тоқтауы жоғарылай береді.

14. Тозу мерзімі кезіндегі техникалық қызмет көрсетудің міндеттері заманауи профилактикалық қалпына келтірулер немесе тозған бөлшектерді тоқтап қалу ағынынынң күрт өсуінің алдын алу үшін ауыстыру. РҚА құрылғыларының көп бөлігінің жөндеуге жарамдылығын есепке ала отырып лайықталған техникалық қызмет көрсету профилактикалық қайта қалпына келтіру деп аталады.

15. Құрылғының профилактикалық қайта қалпына келу мерзімдігі оның құрамдас элементтерінің қайта қалпына келу мерзіміне байланысты. Түрлі элементтер қорлары әрқилы, дегенмен, РҚА құрылғыларының пайдалану кезіндегі ерекшеліктерін еске ала отырып, әр түрлі жылдамдықта тзған элементтердің қайта қалпына келі профилактикасын қатар қолдануға тура келеді.

16. РҚА құрылғыларының профилактикалық қайта қалпына келтіру мерзімділігін аппаратура қорының көп бөлігімен және осы құрылғының элементтерімен анықтаған жөн.

17. Тез тозуға бейім электромеханикалық релелер үшін қайта қалпына келу кезекті профилактикалық қалпына келтіру кезінде де қолданылады.

18. Қалыпты пайдалану кезеңіндегі техникалық қызмет көрсетудің міндеттері, яғни, екі қайта қалпына келтірудің арасында, құрылғы параметрлерінің ақауларын табу және шеттеу, құрылғының параметрлерінің жұмыс істеу өзгерісінің алдын алу болып табылады. Сәйкесінше бұл техникалық қызмет көрсетулер профилактикалық бақылау және тест бақылау деп аталады.

19. Профилактикалық бақылау РҚА құрылғыларының барлығының жұмысқа қабілеттілігін тексерумен аяқталады.

20. Тесттік бақылау қосымша техникалық қызмет ретінде микроэлектронды құрылғыларға қолданылады. Тест бақылау кезінде құрылғы бөліктерінің жұмысқа қабілеттілігі тексеріледі.

21. Профилактикалық және тест бақылауының мерзімділігі мына факторларға байланысты анықталады:

1) тоқтап қалу ағынының параметрлері бойынша;

2) жұмыс істеуге қажетті ағын параметрі бойынша;

3) РҚА құрылғысы жұмысының тоқтап қалуынан туындаған зиян;

4) профилактикалық бақылауға жұмсалатын шығындар;

5) профилактикалық бақылау кезіндегі қызметкердің қателесу мүмкіндігі бойынша.

22. Қалыпты пайдалану кезеңінде профилактикалық бақылаудан бөлек қажет болған жағдайда мерзімдік сынамаларды жасау қарастырылған.

23. Мерзімдік сынамаларды жасауға РҚА құрылғыларының сенімділігі төмен элементтерінің жұмысқа қабілеттілігін тексеру себеп болады:сағат механизмді уақыт релесі, технологиялық қадаға, коммутационды аппараттар желісі(орындаушы механизмдер).

24. РҚА құрылғыларының сызбасының немесе қайта құрастырылған кездегі аз ғана өзгерістер, негізгі жабдықтың жөнделуіне байланысты бұзылған шынжырларды қайта қалпына келтіру кезінде, тағайындаманы немесе реленің мінездемесін өзгерткен кезде кезектен тыс тексерулер тағайындалады. Сондай-ақ, кезектен тыс тексеріс РҚА терминалының МП параметрлерін өзгерткен кезде де жасалады (кескіндемені өзгерту, тағайындаманы және т.б.).

25. Апатты жағдайдан кейінгі тексерістер РҚА құрылғыларының қате жұмыс істеуінің себептерін анықтау үшін жасалады.

26. Аппаратураның сыртқы кейіпін және екінші шынжырларды техникалық тексеру, сынама блоктары мен қосу құрылғыларының күйін тексеру дүркін-дүркін жасалып отырады

3 тарау. РҚА құрылғыларына техникалық қызмет көрсету мерзімі

27. Барлық РҚА құрылғылары, оның ішінде, екінші шынжырлар, өлшеуіш трансформаторлар және РҚА құрылғысына жататын коммутационды аппараттар желісінің элементтері, белгілі бір мерзім сайын техникалық қызмет көрсетуден өтеді.

28. РҚА құрылғысының түріне байланысты және оның пайдалану мерзімі мен қоршаған ортаның түрлі әсерлеріне байланысты техникалық қызмет көрсету циклі үш жылдан сегіз жылға дейін көрсетілген.

29. Техникалық қызмет көрсету циклі деген кезде алдағы жақын қалған екі профилактикалық қайта қалпына келтіру арасындағы осы Әдістемелік нұсқауларда бекітілген кезекпен келетін техникалық қызмет көрсетулер жасалатын пайдалану кезеңін айтып отырмыз.

30. Электрлімеханикалық элементі базасы бар және микропроцессорлы РҚА құрылғылары үшін техникалық қызмет көрсету циклі сегіз жыл деп бекітілген, ал, микроэлектронды базалы құрылғылар үшін алты жыл деп көрсетілген.

31. Техникалық қызмет көрсету циклі РҚА құрылғыларының сенімді жұмыс істеуіне жауап беретін барлық элементтердің пайдалану жағдайы мен қорына байланысты анықталады.

32. РҚА құрылғыларына арналған шағын станциялардың техникалық қызмет көрсету циклі орнатылған үй-жайға байланысты:

1) І санатқа соққы әсері жоқ (реле сауыты, басқару сауыты), шаң-тозаңы мен дірілі аз, құрғақ, жылытылатын үй-жай кіреді;

2) ІІ санаттағы үй-жайларға қоршаған ортаның ауасының үлкен ауыспалылығы бар, епетеген дірілі бар, бірен-саран соққылы, белгілі бір дәрежедегі шаң-тозаңды (өз қажеттілігін бөлуші панель құрылғысы (бұдан әрі РУСН), 0,4 киловольт (бұдан әрі-кВ), құрылғының жиынтық бөлінуінің релелік бөліктері (бұдан әрі – КРУ) 6-10 кВ);

3) ІІІ санаттағы үй-жайларда үнемі үлкен көлемдегі дірілдер орын алып тұрады (айналмалы машинаның маңайындағы аймақтар).

33. РҚА құрылғыларына арналған техникалық қызмет көрсету цикліқұрылғы орналасқан үй-жайдың санатына байланысты сегіз, алты және үш жылға теңестірілген.

34. Автоматты айырғыштардың барлық түрлерінің айырғышының техникалық қызмет көрсетуі алты жылға теңестірілген.

35. РҚА құрылғыларына жасалынатын техникалық қызмет көрсетудің ұзақтығы мекеменің бас инженерінің шешімі бойынша пайдалану барысындағы жағдайларға байланысты, әр құрылғының жай-күйіне қарай, қызметкердің біліктілігіне орай ұзартылуы не болмаса қысқартылуы мүмкін.

36. Жоспарланған техникалық қызмет көрсетуді екі жылға дейінгі мерзімге кейінге шегеріп, РҚА құрылғыларына техникалық қызмет көрсетуді және негізгі жабдықты жөндеуді қосып жіберуге рұқсат етіледі. Бұл жағдайда қосалқы шынжырларды сынау негізгі жабдыққа қызмет көрсету мерзімі бойынша жасалады.

37. Үш жылдық техникалық қызмет көрсету кезінде профилактикалық қайта қалпына келулер арасында ереже бойынша профилактикалық бақылау жасалынбайды.

38. Қашықтықтан басқарылатын және сигнал беру жабдығының РҚА құрылғыларының алғашқы профилактикалық бақылауы құрылғы пайдалануға берілгеннен соңғы 10-15 айдан соң жасалады.

39. Қашықтықтан басқару, сигнал беру жабдығы, шектеу секілді қосалқы жалғау құрылғылары үшін профилактикалық қайта қалпына келтіру жұмыстары РҚА құрылғыларына сәйкесінше мерзіммен жасалады.

40. Микроэлектронды база негізіндегі құрылғылар үшін тест бақылауы кем дегенде 12 айда бір мәрте жасалуы тиіс.

41. Микроэлектронды база негізіндегі РҚА құрылғылары үшін пайдалануға берілер алдында дайындықтар жасалады. Дайындық кезінде құрылғыға 3-5 күн аралығында жедел ток беріледі. Жұмыс тогы және кернеу кезінде құрылғы дыбыс сигналын беру арқылы қосылады. Дайындық мерзімі аяқталған соң құрылғы тест бақылауынан өткізіледі.

42. Дайындық жасауға мүмкіндік болмаған жағдайларда алғашқы тест бақылауы пайдалануға берілгеннен бастап 2 апта өткенге дейін жасалады.

43. Аппаратураның және қосалқы шынжырлардың техникалық бақылауы РҚА маманының бекітуімен жергілікті жағдайларға байланысты жылына кем дегенде 2 мәрте жасалуға бекітіледі.

44. Қордың автоматы түрде (бұдан әрі -АВР) қосылуының құрылғысын сынау жедел қызметкердің бекітуімен жылына кем дегенде бір реет жасалады.

45. Басқа РҚА құрылғыларын сынау және оның қажеттілігі жергілікті жағдайларға байланысты мекеменің бас инженері бекітеді.

46. Белгіленген мерзімге дейін үш ай бұрын құрылғының дұрыс жұмыс істеп тұруы кезекті сынаманың жасалынғанына тең.

47. Осы Әдістемелік нұсқауларда көрсетілген техникалық қызмет көрсетулердің мерзімі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 1-кестесінде көрсетілген.

48. Осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшандағы 1-кестесінде көрсетілген техникалық қызмет көрсету циклдері РҚА құрылғыларының толық пайдалану кезеңіне кіреді. Электрлімеханикалық және микроэлектронды база негізіндегі РҚА құрылғыларының толық қызмет көрсету уақыты 12 жыл деп көрсетілген. МП терминалдарын әзірлеушілерінің техникалық құжаттарымен бекітілген РҚА құрылғыларының МП қызмет көрсету мерзімі 20 жыл деп көрсетілген.

49. Қалыпты пайдалану жағдайларында электрлімеханикалық элементті базадағы РҚА құрылғыларының дерек бойынша пайдалану мерзімінің ұзақтығы кем дегенде 25 жыл. Ал, микроэлектронды құрылғылардың пайдалану ұзақтығы 12 жыл. РҚА-ның МП құрылғыларының мерзімі пайдаланудағы әдістердің жеткіліксіздігінен нақтыланбаған.

50. РҚА құрылғыларын аппаратуралардың жай-күйінің қалыптылығына, құрылғылардың сымдарының жағдайына, техникалық қызмет көрсету циклінің қысқаруына байланысты мерзімдерінен асыра пайдалануға болады.

4 тарау. РҚА құрылғыларына техникалық қызмет көрсету кезіндегі жұмыс бағдарламасы

51. РҚА құрылғыларына техникалық қызмет көрсетудің барлық түрлеріне құрастырылған бағдарламалар. Бағдарламалар РҚА құрылғыларының барлық түрлері үшін құрастырылған және осы құрылғыларды тексеру арқылы жұмыс көлемі және тізбегі анықталады.

1-параграф. Жаңадан қосылу

52. Дайындық жұмыстарына мыналар жатады:

1) қажетті құжаттаманы дайындау (атқарылуға қабылданған схемалар, жабдықтар мен релеге зауыттық құжаттамалар, нұсқаулықтарды, хаттамалар нысандарды, бағдарламалық қамтамасыз ету үшін қабылданған қорғаныс және автоматиканың орнатылуынан);

2) қосалқы бөлшектер мен аспаптарды өлшеу құрылғыларының, қосатын сымды сынау құралдарын дайындау;

3) жұмысқа рұқсат;

4) тексерілетін басқа құрылғылармен сынақ сериясы терминалдары (панельдер, шкафтар) бойынша құрылғыдағы барлық байланыс тізбегін ажырату.

53. Сыртқы қарау барысында құрал-жабдықтарды тазалау, сым және кабель қапсырмалар, және шаң жолдарды қамтиды жүзеге асырылады.

54. Қарау барысында тексеріледі:

1) Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 наурыздағы № 230 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын орнату қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10851 болып тіркелген) және бапталатын құрылғыға және оның жекеленген тораптарына қатысты басқа да басқару құжаттарына сәйкес талаптарды орындау және орнатылған аппаратура мен бақылау кабельдерінің жобасына сәйкестігі;

2) панель, шкаф, тартпа, жабдықтарды сенімді орнату және дұрыс қондыру;

3) жабдықтардың механикалық зақымдануы болмау, релелік шығу және басқа да жабдықтардың оқшаулау жағдайы;

4) панельдер, шкафтар, жәшіктер және құрылғының басқа элементтерінің боялу сапасы;

5) сымдар мен кабельдер, қысқыштар қатарынан байланыстыру жалғағыштарын, релелік шыбықтар, резисторлар мен барлық элементтерінің балқыту сенімділігінің орнатылу жағдайы;

6) өту тесіктерінің тығыздығында, түпкі бақылау кабельдері бөлімдерінің дұрыс орындалуы;

7) шкафтар есіктері, қоршауларда, ток және кернеу трансформаторларының қосымша қорытындылары мен т.б. тығыздағыш жағдайы;

8) орта қосылу тізбектердің және металды құрастыру жағдайы және орындалу дұрыстығы;

9) өшіргіштер, автоматтар және басқа да коммутация жабдықтарын басқару электромагниттерінің жағдайы мен көмекші байланыс ажыратқыштары;

10) панельдер, шкафтарда, жәшiктерде мен жабдықтардағы жазулардың болуы және дұрыстығы, уралы белгілер, кабельдерді таңбалау, кабельдік сымдардың қолжетімділігі мен дәлдігі.

55. Жоба орнатылған құрылғыны тексеру мыналарды қамтиды:

1) бір мезгілде тексерілетін жәшіктер, шкафтар, панельдер, блоктар, модульдер, реле, ауыстырып қосқыштар және панельдер бойынша басқа элементтер арасындағы буындарының нақты өнімділігі мен таңбалау дұрыстығы.

2) бір мезгілде, қолданылатын сымдар кабельдерін таңбалау DUT және басқа да релелік қорғау және автоматика құрылғылары арасындағы барлық байланыс жолдарын нақты орындау, бақылау дабылы.

56. Жабдықтардың механикалық бөліктерін ішкі қарау және тексеру үшін шығарылады:

1) Қақпақтарды және шыны тұтастығын нығыздаушы күйін тексеру;

2) бөлшектерінің болуы және тұтастығын тексеру, олардың дұрыс орнатылуы және қауіпсіз сенімді тіркелуі;

3) шаң мен бөгде заттардан тазарту;

4) байланыс қосылыстарының және балқытылуының (тораптар, элементтерін шашпай тексеруге болатын) сенімді қауіпсіздігін тексеру;

5) қатаңдату болттарын трансформаторлардың, индуктивті катушкалары кернеулерін қатаңдатуды тексеру;

6) жалғағыш сымдар мен жабдықтар орамасының оқшаулау жағдайын тексереді;

7) байланыс беттерін жағдайын тексереді;

8) жабдықтардың механикалық сипаттамаларын (саңылау, аралықтарды, кемшіліктер, шешімдер, деформациялар, және т.б .) тексеру.

57. Алдын-ала оқшаулау кедергісін сынау жеке құрылғылардың релелік қорғау компоненттеріне (ток және кернеу трансформаторларын, сымдар, таратушы құрылғылар, бақылау кабельдері, қорғау панельдері, және т.б.) оқшаулау кедергісін өлшеуден тұрады.

58. Өлшеу 1000 вольт (бұдан әрі - B) мегаомметрі бойынша жүзеге асырылады:

1) жерге қатысты;

2) электр қосылмаған тізбектер (ток, кернеу, ток операциялары, дабыл) болып табылмайтын жекеленген топтар арасындағы;

3) релелік құрылғылар немесе екі немесе одан да көп бастапқы орамасы бар тізбектегі ток фазалары арасындағы;

4) кабель қорғайтын газ бұрымдары арасындағы;

5) ажыратқыштар немесе сақтандырғыштар үшін кернеу трансформаторларының кабель өткізгіштері арасындағы.

59. Құрылғының элементтерін өзара іс-қимылын тексеру 0,8 номиналды мәнге тең DC кернеуі кезiнде жүзеге асырылады. Бақылауы және дыбыс беруінің өзара іс-қимылының дұрыстығын пайдалану кезінде қорғау және автоматика релесі тұжырымдамасына сәйкес немесе (қолмен) реле қайтарғанда тексеріледі.

60. Тексеру кезінде ерекше назар аударыңыз:

1) Айналма тізбектер болмауына;

2) Түйреуіштер, ажыратқыштар, сынақ блоктары түрлі лауазымдарында құрылғының ажыратқыштары және тағы басқаларының дұрыс жұмыс істеуі;

3) Құрылғы мен коммутациялық құрылғыларына байланыстарына әсер ету мүмкiндiгiн жою.

61. Микроэлектронды құрылғылар базасында өзара іс-қимыл элементтерін тексеру негізінде сынақ бақылау құрылғылары арқылы жүзеге асырылады.

62. Тексеріс аяқталғаннан кейін құрылғыларға байланысты тізбегін қосып, сыналатын қысқыштары құрылғылары жолдары басқа құрылғылармен сыналатын құрылғыға кабельдерді жалғау үшін жасалды, кейін қарама-қарсы жағында кабельдік өткізгіштері сөндіріледі.

63. Өлшеу және оқшаулауды сынау жалпы схемасы құрылғылар және жабық корпустар, қақпақтары, есіктер, т.б. арқылы жүзеге асырылады

64. Электрлік беріктігін сынау алдында және кейін электр орта қосылыстары тізбегіне байланысты емес топтардың әрқайсысының жерге қатысты мегаомметрі 1000 оқшаулау кедергісін өлшеу жүзеге асырылады. Электрлік беріктігін сынау жерге қатысты 1 минутта 1000 В кернеуінде жүргізіледі.

65. Құрылғыларды кешенді тестілеу жедел тізбек эстафетасы корпусында сыртқы көзі және толық жиналғанша құрылғыдан авариялық параметрлері кезінде құрылғыға қолданылатын номиналды DC кернеу кезінде жүзеге асырылады, және басқа да РҚА құрылғыларын және коммутация құрылғыларына ықпал ету мүмкіндігі жойылады.

66. Кешенді тексеру кезінде әр кезеңдегі құрылғының іс әрекетінің толық уақыты өлшенеді, соның ішінде жеделдету тізбегінің және дабыл іс-шаралар дұрыстығы тексеріледі.

67. Төтенше жағдай режиміне сәйкес келетін ток және кернеу барлық сыналатын құрылғының кезеңдерде және фазаларында (немесе барлық кезеңдер комбинациясында) қолданылады және келесіге сәйкес келеді:

1) ең жоғары іс-қимылды қорғау - 0,9 және 1,1 қорғаудың орындалмауынан бірінші және екінші жағдайларда пайдалануға бақылау үшін желімді құнының; уақыт әрекетті бақылауға - кернеу немесе ток 1,3 тосып алу параметріне тең.

68. Тәуелді сипаттаманы қорғау үшін сипаттаманың екі немесе үш нүтелері тексеріледі.

69. Электр бағыты эстафетасын қамтамасыз ету ағымдағы бағытталған қорғау үшін номиналды кернеуі қосылуының кезеңінде беріледі.

70. Дифференциалды қорғау ток қорғау иығына әр кезекпен қолданылады;

1) ең жоғары іс-қимылды қорғау - 1,1 және 0,9 қорғаудың орындалмауынан бірінші және екінші жағдайларда пайдалануға бақылау үшін желімді құнының; уақыт әрекетті бақылауға - кернеу немесе ток 0,8 тосып алу параметріне тең.

71. қашықтықта қорғау үшін қарсылық құндылықтарына тең 0Z1; 0,5Z1; 0,9Z1; 1,1Z1; 0,9Z2; 1,1Z2; 0,9Z3; 1,1Z3 уақытша сипаттама алынып тасталады.

Екінші және үшінші қадамдар ұстамдылығын реттеу қарсылық көрсету барысында, тиісінше 1,1Z1 және 1,1 Z2. Бірінші кезеңдегі уақыт ұстамдылығын реттеу (қажет болған жағдайда) 0,5Z1 қарсылық арқылы жүзеге асырылады.

72. Қысқа тұйықталудың (CC бұдан әрі) барлық ықтимал түрлерін имитациялауда, аумақта және одан тыс аумақта құрылғылардың жұмысының дұрыстығын тексеру.

73. Тексерілуші құрылғының жұмысын тексергеннен кейін коммутациялық жұмыс құрылғыларында тізбегі құрылғылар мен басқа да құрылғыларды коммутациялық байланыстарында жұмыс істетін жүргізілмейді.

74. Құрылғыларды жұмыс кернеуі мен ток арқылы тексеру ауыспалы ток және кернеудің жұмысы мен қосылуы дұрыстығының соңғы тексерілуі болып табылады.

75. құрылғыларды тексеру алдында жүзеге асырылады:

1) Барлық реле, блоктар, модульдер және басқа да құрылғылардың тексеру, клиптері және олар бойынша белдіктері сериялары қарап-тексеріледі;

2) Жермен жексен болуға тиісті тізбегіндегі тексеру;

3) Жапсырманың, ажыратқыштар, сынақ блоктары мен басқа да құрылғылар, коммутациялық құрылғыларға сыналатын құрылғының әсерін жоққа шығарып, онда қалыпты басқа операциялық элементтерді орнатады;

4) ток тізбегінің тұтастығын (генератордан қысқа тұйықталу үшін, тиеу құрылғыдан), ток тізбегінің жиынтығы, тоқты фильтрлі трансформатор дифференциалды қорғау жүйесінде дұрыс құрастырып тексеру. .

76. Жұмыс кернеу мен ток тексеру жүзеге асырылады:

1) барлық ағымдағы өлшеу тізбегінің фазалары және бейтарап тұтастығын орта жүктеме токтарынан тексереді;

2) қалпына келтірушілікті тексеру ақылы және дұрыс кернеу байланыстарды тексереді.

77. Кернеу тізбегі мынадай мөлшерлерде тексеріледі:

1) желісі және фазалық кернеулер мен жалғаспалы кернеу қысымдарында (нөлдік кернеу өлшеу релелік шығу қосымша тікелей жүзеге асырылады) санын өлшеу;

2) кернеу фазасын айналымын тексеру;

3) айналымнан схемалар тексеруге қосылу кернеуі тексеру;

4) векторлық диаграмманы және бастауыш тізбектің нақты бағыты, оның салыстырманы алып тастау әрі ағымдағы трансформаторлық тобына байланысын тұйықтау тогының дұрыстығын тексеру;

5) құрылғылардың тұйықталу кернеуде құлыпталуын екі және үш кезеңнен әрбір бірқатар бір мезгілдегі фаза панел қысқыштарын өшіру арқылы (міндетті түрде қажетті барлық түрдегі кілттеуде) қажетті құлыптары, сол түрлері үшін кезекпен ақаулық және нөлдік өлшеміне тексеріледі;

6) ағымдағы теңгерімсіздіктерін және сүзгі мен тікелей кернеу, теріс және нөлдік реттілігі және аралас сүзгілер жұмысының дұрыстығын тексереді;

7) коммутациялық электр бағытындағы реле және бағытқа қарсылық көрсету тексеріледі;

8) дифференциалды фазалы ток (кернеу) тізбегінің жиынтығының беріктігін қорғау тоқтары өлшемдерінің баланссыздығы тексеріледі.

9) дифференциалды фазаны қорғау құрылғылардың нақты түрлерін техникалық қызмет көрсету талаптарына сәйкес РФ-бұғаттау, бойлық өлшемін тексереді.

78. қашықтан басқару және сигналды іске қосу РЗА құрылғыларын дайындау үшін:

1) жұмыс кернеуімен және тоқпен тексеру барысында режимін өзгерткен кезінде релені қайта қарау;

2) блоктар, түйреуіш, пышақ ажыратқыштар, түймелер, жарық диоды және басқа да құрылғыларды сынау барысында бағыттаушы реле дыбыс элементтерін тексеру жағдайында ұстанымын тексеру;

3) РФ көрсеткіштері трансивер құрылғылары, бақылау құрылғыларын тексеру;

4) пайдалануға алынатын жұмыстар бойынша жедел қызметкердер жүргізетін ереже түсіндірмелер, олардың пайдалану, жеткізу сипаттамаларына нұсқау;

5) тексеру нәтижелері туралы құрылғы сынақтары нәтижелерін, күйін және жұмысын оларды, оның ішінде мүмкіндігін табыстауды реле қорғаушы журналындағы жазбада тіркеледі. Төлқұжаттар құрылғы хаттамаларды рәсімдеу.

2-параграф. Бірінші профилактикалық бақылау

79. Дайындық жұмыстарына мыналар жатады:

1) қажетті құжаттаманы дайындау (атқарушы сұлбалары, қолданыстағы нұсқаулықтар, төлқұжат хаттамалары, жұмыс парақтары, қорғаныс және автоматика, бағдарламалық құрал параметрлерінің карталарын);

2) сымдар, қосалқы бөлшектер мен құралдарды қосатын өлшеу құралдарын сынау құрылғыларын дайындау;

3) жұмыс және басқа құрылғыларға сыналатын құрылғылар ықтимал әсеріне қарсы шаралар қабылдауға қол жеткізу.

80. Сыртқы инспекциялық тазалау құрал-жабдықтар, сым және кабель қапсырмалар, және шаң жолдарды қамтиды жүзеге асырылады.

тексерілген Қарағанда 81.:

1) сенімді панельдер, кабинет, тартпасы, жабдықтар;

2) жабдықтарды механикалық зақымданудан, оқшаулау релелік шығу және басқа да жабдықтарды мемлекеттің болмауы;

3) сымдар мен кабельдерді қондыру жағдайларына байланыс қатынастары сенімділігі, қысқыштар, өкше сынақ блоктарды релелік, резисторлар мен рационын барлық элементтерінің сенімділігі;

4) мемлекеттік шкафтар есіктерін пломба, ток және кернеу трансформаторларында орта терминалдары сөндiргiштері жағдайында;

5) мемлекеттік электромагниттер мен көмекші байланыс ажыратқыштарды және басқа да машиналар және коммутациялық жабдықтарды бақылау;

6) қайталама контурының жергілікті басқаруы;

7) панельдер мен жабдықтар бойынша жазулардың болуы және дұрыстығы, кабельдер мен сымдар таңбалауы болады.

82. Алдын-ала анықталған параметрлер (қақпағы жабық кезде), алдын ала белгілене отырып берілген мәндерден өнімділік элементтері мен ауытқуларды анықтау мақсатында жүзеге асырылатындығын тексеру.

83. Егер сіз төзімділік құндылықтары сыртында параметрлерді тексергенде, ауытқу және ақаулықтарды жою себептерін талдауды орындайсыз.

84.жабдықтардың механикалық бөліктері ішкі тексеру және тексеру үшін шығарылады:

1) Қақпақтарды және шыны тұтастығын нығыздаушы күйін тексеру;

2) Бөліктерінің күйін және олардың қосымшаның дұрыстығына тексеру;

3) шаң мен сыртқы заттар әсерінен тазалау;

4) байланыс қатынастары сенімділігін тексеру;

5) жалғағыш сымдар мен жабдықтар орамаларының оқшаулау жағдайын тексеру;

6) байланыс беттерінің жағдайын тексереді; оларға механикалық зақымдану болмаған, күйе, тотықты пленка өндірілмеген кезде тазалау жүргізілмейді;

7) тексеру және (қажет болған жағдайда) жабдықтардың механикалық сипаттамаларын реттеу (т.б. саңылау, аралықтарды, кемшіліктер, шешімдер, деформациялар, ..).

85. элементтерінің электр сипаттамаларын тексеріңіз:

1) егер элементтеріне бөлшектеу немесе ауыстыру жүргізілмесе, профилактикалық қалпына келтіру көлемінде;

2)егер мұндай бөлшектеу (ауыстыру) жүргізілсе, жаңадан қосылу көлемінде;

86. Оқшаулауды сынау 2500 В. мегаомметрімен жүргізу рұқсат етіледі.

87. РҚА құрылғыларын дайындауда басқару және дыбыс шығаруды енгізу үшін:

1) жұмыс кернеуі мен тоқты тексеру кезінде режимін өзгерткенде блоктар, модульдер мен релені қайта қаралады;

2) бағыттаушы реле, сыналатын блок, түйреуіш, пышақ ажыратқыштар, түймелер, жарық диоды және басқа да құрылғылар, және қысқыш сериясының нүктелері ұстанымын тексеру;

3) көрсеткіштері РФ трансивер құрылғыларында көрсетілген, бақылау құрылғылары;

4) тексеру нәтижелері, тексерілген құрылғылардың жағдайы туралы және оларды қосатын жұмыс мүмкіндіктері туралы реле қорғанысы журналында жазылу;

3-параграф. Профилактикалық қалпына келтіру

88. Дайындық жұмыстарын, бірінші профилактикалық бақылаулар сияқты алдын-ала анықталған біліктілігін шығарады.

89. Сыртқы қарау барысында жабдықтың қапсырмаларын, шаң жолдарын қамтитын сым және кабель тазалау жүргізіледі.

90. Қараған кезде мыналар тексеріледі:

1) панельдер, шкаф, жәшік, жабдықтар сенімділігі;

2) жабдықтардың механикалық зақымдануының болмауы, оқшаулау релелік шығу және басқа да жабдықтар жағдайы;

3) панельдер, шкафтар, жәшіктер және құрылғының басқа элементтерінің боялу жағдайы;

4) сымдар мен кабельдер орнату, қысқыштар қатарына байланыс қатынастарының, шыбықты сынақ блоктарының релелік, резисторлары мен рационының барлық элементтерінің сенімділігі;

5) екінші деңгейлі біріккен кабельдерінің аяқтаушы бөлімдерінің жағдайы;

6) шкафтар, пломба, т.б. ток және кернеу трансформаторларының орта тізбегінің жағында түйреуішті корпус жағдайы;

7) жер орта тізбегі жағдайы;

8) басқару электромагниттері мен көмекші байланыстарын ажыратқыштарды бақылау және басқа да машиналар және коммутация жабдықтары жағдайы;

9) панельдерде, шкафтарда, жәшiктерде және аппараттарда белгілердің болуын, кабельдер, кабельдік сымдар мен жалпы кабельдер болуын таңбалау.

91. жабдықтардың механикалық бөліктерін және ішкі бетін тексеру барысында орындалады:

1) Қақпақтардың және шыны тұтастығын нығыздаушы күйін тексеру;

2) Бөліктерінің күйін және олардың тіркелу дұрыстығын тексеру;

3) Шаңнан тазалау;

4) Байланысты қосылыстар мен балқыту сенімділігін тексеру (торап элементтерін бөлшектеместен тексеруге болатын);

5) Қатаңдату болттарын, трансформаторлардың, индуктивтілік катушкалардың кернеуін қатаңдатып тексеру;

6) Жалғағыш сымдар мен жабдықтар орамасының оқшаулау жағдайын тексеру;

7) Байланыс беттері мәртебесін тексеру; механикалық зақымдану болмаған жағдайда, лакпен, снарядтар және тотықты пленкада тазалау орындалмайлы;

8) Тексеру және (қажет болған жағдайда) жабдықтардың механикалық сипаттамаларын реттеу (саңылау, аралықтар, кемшіліктер, шешімдер, деформациялар, т.б.).

4-тарау. Профилактикалық бақылау

92. Алғашқы профилактикалық бақылау кезіндегідей берілген тағайындамаларға дайындық жұмыстарын, алдын ала тексерісті өткізеді.

Сыртқы тексеру кезінде орындалады:

1) аппаратура мен монтаж қаптарын шаңнан тазалау;

2) аппаратура мен монтаждың жағдайын тексеру;

3) маңдай әйнектері арқылы аппаратураның ішкі элементтерін тексеру;

4) шешілген қаптар кезінде шығатын релелерді тексеру.

93. қалпына келтіруге жататын, аппаратураның механикалық бөлігін ішкі қарау және тексеру кезінде:

1) бөлшектердің жағдайын және олардың бекітілу сенімділігін тексеру;

2) шаңнан тазалау;

3) түйіспелік жалғаулар мен дәнекерлеулердіің жағдайын тексеру;

4) жанасқан беттердің жағдайын тексеру жүргізіледі; оларда механикалық зақымдалулар, күйелер, қабыршақтар мен оксидті қабықшалар болмаған жағдайда тазалау жүргізілмейді.

5) тексеру және механикалық сипаттамаларды (люфттер, саңылаулар, ойықтар, ашпалар мен майысқан жерлер және т.б.) реттеу (қажет болған жағдайда).

94. Екінші тізбектермен электрлі байланысы жоқ әр топтарға мегаомметрмен 1000 В жерге қатысты оқшаулау кедергісін өлшеу жүзеге асырылады.

95. Салынған көзден апаттық режим параметрлері құрылғысына тартқан және реле қаптары жабық болған жағдайда толық жиналған тізбектер кезінде жедел токтың номиналды кернеуі болған жағдайда құрылғыларға кешенді тексеріс жүргізіледі; бұл ретте қорғаудың әрекет ету уақыты өлшенбейді.

96. Апаттық режимге сәйкес келетін ток пен кернеу тексерілетін құрылғының барлық фазаларына (немесе фазалардың барлық комбинацияларына) беріледі.

97. Тәуелді сипаттамасы бар қорғау үшін сипаттаманың екі-үш нүктесі алынып тасталады; дифференциалды қорғау үшін ток кезекпен-кезек қорғаудың әр иініне беріледі; сатылы қорғау үшін бірінші аймақтың бір нүктесіне және соңғы саты аймақтан тыс іске қосылған кезде бір нүктеге сәйкес келетін апаттық режим параметрлері беріледі; бұл ретте тиісінше барлық қорғау сатыларының іске қосылу және іске қосылмауы тексеріледі.

98.Ссондай-ақ кешенді тексеріс барысында дабылдың дұрыс әрекет етуі тексеріледі.

99. Шығатын реленің әрекетін тексеру кезінде коммутациялық аппаратқа әрекет етумен және тексерілетін құрылғының басқа құрылғылармен байланыс тізбегін қалпына келтіру арқылы ажырату (қосу) тізбегінің дұрыстығы бойынша коммутациялық аппаратқа тексеріс жүргізіледі

100. Жұмыс тогы мен кернеу арқылы құрылғыларды тексеру:

1) тексерілетін жабдықтың ток тізбегін орайағуын тоқпен тексеру

2) тексерілетін құрылғыда кернеудің болуын тексеруді қамтиды.

101. Құрылғыны қосуға дайындау барысында:

1) көрсеткіш реленің, сынақ блоктарының, қаптамалардың, ажыратқыштардың, түймешіктердің, дабыл шамдарының дабыл элементтері мен басқа элементтердің жағдайын тексеру;

2) релелік қорғаныс журналына тексеріс нәтижеоері, тексерілген құрылғы жағдайы туралы және оларды жұмысқа қосу мүмкіндігі туралы жазба жүргізу жүзеге асырылады.

5-тарау. Тестілік бақылау

102. Тестілік бақылау микроэлектрондық базадағы құрылғылар үшін өндірушінің нұсқаулығына сәйкес жүргізіледі.

103. Бірінші профилактикалық бақылау мен РҚА құрылғыларын профилактикалық қалпына келтірудің реттеу жұмыстарын өткізу барысында микроэлектрондық базада тестілік бақылау екі рет өткізіледі – қуат беру блогын тексергеннен кейін және жұмыс тогы мен кернеу арқылы құрылғыны тексергеннен кейін. Профилактикалық бақылауды өткізу барысында тестілік бақылау бір рет өткізіледі – жұмыс тогы мен кернеуі арқылы тексеріс өткізгеннен кейін.

6-тарау. Мерзімдік байқап көру

104. Дайындық жұмыстары:

1) атқару сызбаларын, нұсқаулықтарды, паспорт-хаттамалар мен жұмыс дәптерлерін дайындауды;

2) жұмысқа рұқсат беру және басқа құрылғыларға тексерілетін құрылғының әсер етуін болдырмау үшін шаралар қабылдауды (тізбектерді ажырату) қамтиды.

105. Құрылғы элементтерінің жұмысқа қабілеттілігін тексеру көп жағдайларда екі бөліктен тұрады:

1) шығыс релеге әсер ету арқылы элементті байқап көру;

2) коммутациялық аппаратқа шығыс реленің әсерлерін байқап көру

106. Мерзімдік байқап көру кезінде егер жеңіл қол жеткізілетін болса, жедел токтың кернеуі номиналдық мәннің 0,8 тең қабылданады.

107. Құрылғыны қосуға дайындау кезінде орындалады:

1) Тексерілетін құрылғының басқа құрылғылармен байланыс тізбелерін қалпына келтіру;

2)Көрсеткіш реленің, сынақ блоктарының, қаптамалардың, ажыратқыштардың, түймешіктердің, дабыл шамдарының және басқа жедел элементтердің дабыл элементтерінің жағдайын тексеру.

108. Байқап көру және тексеру нәтижелері релелік қорғаныс журналында ресімделеді.

7-тарау. Техникалық байқау

109. Техникалық байқау кезінде визуалды бақыланады:

1) құрылғының және оның элементтерінде сыртқы зақымдалулардың болмуы;

2) панельдердегі құрылғы бекітпелерінің, қысқыш қатарларындағы және құрылғылардың сыртқа шығарылған өткізгіш сымдарының жағдайы;

3) жазулар мен позициялық белгілердің болуы;

4) Көрсеткіш реленің, сынақ блоктарының, қаптамалардың, ажыратқыштардың, түймешіктердің және басқа элементтердің дабыл элементтерінің қалыптары, дабыл шамдарының жағдайы.

5-тарау. РҚА микропроцессорлық құрылғыларына техникалық қызмет көрсету кезіндегі жұмыс көлемі

110. Осы тарауда РҚА құрылғыларының барлық МП түрлері үшін техникалық қызметті көрсету барысындағы жұмыстың жинақталған көлемі келтірілді. Құрылғылардың нақты түрлері үшін техникалық қызмет көрсету көлемі кеңейтілуі мүмкін, бұл құрылғыларды пайдалану жөніндегі нұсқаулықтарда немесе өндірушілердің жекелеген ұсыныстарында белгіленген, оларды осы Әдістемелік нұсқауларға толықтырулар ретінде пайдалануға болады.

1-тарау. Жаңадан қосқан кезде орындалатын жұмыс көлемі (Н) жөндеу)

111. Дайындық жұмыстары мыналар:

1) Құрылғыларды баптау және тексеру үшін РҚА қызметтері РҚА құрылымдарын баптау бойынша тапсырма берген тиісті субъектімен келісілген қажетті жұмыстың жобалық құжаттамаларын дайындау және толықтығын тексеру:

түбегейлі (толық) сызбалар;

келесі құрамда параметрлеуге тапсырма:

- кескіндеме сызбасы (ішкі логика);

- терминалдарды параметрлеу кестесі (тағайындаманың бланкілері);

- кіріктірілген осциллографтар мен оқиға тіркеуіштерді тіркеу үшін дискретті және аналогті дабылдардың тізбесі;

- жарық диодты индикация дабылдарының тізбесі;

- технологиялық процессті басқарудың автоматтандырылған жүйесіне (бұдан әрі – ТП БАЖ) беру үшін дабылдар тізбесі (болған жағдайда).

Бұдан бөлек, шкафтарға/панельдерге өндірушінің сызбалары, құрылғылар мен бағдарламалық қамтамасыз етуне пайдалану бойынша нұсқаулықтар әзірлейді.

2) тексеріс хаттамасын, тексеріс бағдарламасы мен РҚА құрылғысын өндірушінің техникалық қызмет көрсету бойынша ұсыныстарын дайындау;

3) терминалдарды параметрлеу және конфигурациялау үшін қажетті бағдарламалық қамтылымды дайындау (орнату), бағдарламалық қамтылым нұсқасы мен МП терминалдары нұсқаларының сәйкестігін тексеру; компьютерді МП терминалдарға қосу үшін қажетті кабілдер мен түрлендіргіштерді дайындау;

4) сынақ құрылғыларын, өлшеу құралдарын, жалғайтын сымдарды, қосалқы бөлшектер мен құрал-саймандарды дайындау;

5) жұмысқа кіруге рұқсат беру;

6) тексерілетін құрылғының басқа құрылғылармен, оның ішінде сандық байланыс арналары бойынша қысқыштар қатарында байланыстың барлық тізбелерін ажырату;

112. МП терминалдарды және шкафтың барлық жабдықтарын:

1) сыртқы соққы іздерінің, зақымдалулардың, су іздерінің соның ішінде кеуіп қалған су іздерінің болмауына;

2) темір беттерінде тотығу қақтарының болмауына, шаң басудың болмауына;

3) кіріс және шығыс дабылдарының қысқыш қатарының байланыс беттерінің жағдайын, байланыс интерфейстері жалғағыштарының жағдайын тексеруге;

4) басқару элементтерінің механикалық зақымдалуларының болмауына;

5) аппарат шкафына (панеліне) орналастырылған үлгілердің зауыттық ерекшеліктеріне және жобалық құжаттамаларына сәйкестігін тексеруге;

6) бақылау кабельдерін соңғы бөлшектеудің, өткізгіш саңылауларды тығыздаудың дұрыс орындалуына;

7) Шкаф есіктерінің, қаптарының және тағы басқаларының тығыздалу жағдайын тексеруге;

8) екінші жалғаулар мен металлконструкцияларының тізбегінжерге тұйықтаудың жағдайы мен дұрыстығын тексеруге;

9) панельдердегі, шкафтардағы, жәшіктердегі және аппаратуралардағы жазулардың болуы және дұрыстығына, кабельдердің, абель тарамдарының, сымдардың таңбалануы және дұрыстығына сыртқы бақылау.

113. Шкаф жабдығы элементтерінің механикалық бекітпелерін тексеру, шкаф монтажының бұрандалы жалғауларының созылуын тексеру.

114. Корпусқа және өзара қатысы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстерінің тізбегінен бөлек) оқшаулау кедергісін өлшеу:

1) токтың кіріс тізбегі;

2) кернеудің кіріс тізбегі;

3) жедел тоқпен қоректендіру тізбегі;

4) шығыс реле байланыстарынан дискретті дабылдарының шығыс тізбегі.

115. Өлшеу 1000 В-қа мегаомметрмен жүргізіледі, оқшаулау кедергісі – 10 мегаОм кем емес (бұдан әрі - МОм).

116. Корпусқа және өзара қатысы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстерінің тізбегінен бөлек) оқшаулаудың электрлік беріктігін сынау. Сынақ 1 минут ішінде жиілігі 50 Герц (бұдан әрі - Гц), 1000 В ауыспалы кернеумен жүргізіледі.

117. Принципті сызбалардың құрылғының қабылданған жобалық шешімдері мен техникалық сипаттамаларына (функцияларына) сәйкестігіне РҚА МП құрылғыларын параметрлеу тапсырмаларын талдау.

118. РҚА құрылғысының талап етілетін конфигурациясының тапсырмасы. МП терминалына жүктелетін конфигурация осы Әдістемелік нұсқаулардың 111-тармағының 1) тармақшасына сәйкес келісіледі.

119. РҚА МП құрылғысының тағайындамалары мен жұмыс режимдерінің (параметрлеу) тапсырмалары. МП терминалына жүктелетін параметрлеу мәліметтері осы Әдістемелік нұсқаулардың 111-тармағының 1) тармақшасына сәйкес келісіледі.

120. Сыртқы құрылғылардан дабылдарды қабылдаудың қатыстырылған дискретті кірістерінің іске қосылу шектерінің өндірушінің техникалық құжаттамаларға сәйкестігін тексеру.

121. Тексеру құрылғыларынан тоқтарды, кернеулерді, дискретті басқару дабылдарын бере отырып, берілген параметрлеуге сәйкес РҚА құрылғысының қызметіне қатыстырылған барлық пайдаланылатын режимдер мен тағайындамаларды (іске қосылу параметрлері) тексеру. Іске қосылу және әр өлшеу органы мен қатыстырылған қызметтер, олардың әрекет ету уақыты үшін функционалдық тораптарды қайтару параметрлерін (тағайындамалар) тексеру, шығыс релелердің, іске қосылған кездегі жарық диодтарының жағдайын бақылау, сандық интерфейс бойынша берілетін ақпаратты және оның ТП АБЖ өтуін бақылау. Тапсырмаға сәйкес параметрлеуге қатыстырылмаған функциялар тексерілмейді.

122. Әрекет ету (жұмыс алгоритмімен) қағидасымен анықталатын және параметрлеу кезінде реттелмейтін (өлшеу органдарының іске қосылуының меншікті уақыттары, нақты жұмыс тогы) РҚА құрылғысы функцияларының параметрлері мен сипаттамалары тексеруге жатпайды.

123. Тағайындамалардың максималды ауытқуының рұқсат етілген мәндері берілгенінен терминалдың МП өндірушісінің техникалық құжаттамаларында келтірілген паспорттық шамасынан артық болмайды.

124. Барлық шығыс реле байланыстарының, жарықдиодтары мен дабыл шамдарының жағдайын бақылаумен, байланыстың сандық интерфейсі бойынша берілетін ақпаратты және оның ТП АБЖ өтуін бақылаумен РҚА терминалының барлық пайдаланылатын функциялары мен логикалық тізбегінің өзара әрекеттесуін тексеру (осы Әдістемелік нұсқаулардың 111-бабының 2) тармақшасында көрсетілген бағдарламаға сәйкес). Әр пайдаланылатын функциялардың кезектеп іске қосылуы және қорғаныстың дискретті кірістеріне қажетті дабылдарды беру үшін жағдай жасау арқылы тексеріс жүргізіледі. Терминалдың МП тәртібін талдау шығыс реле, осциллограмма және ішкі тіркеу оқиғаларының журналдары бойынша орындалады. Алынған осциллограмма мен оқиғаларды міндетті тәртіпте жөндеу хаттамаларына қоса ұсынады.

125. Оқиғаларды тіркеу функцияларын, дабылдарды осциллографиялауды, зақымдалған орынды анықтауды, тексеру құрылғысынан ток беру арқылы қорғаныс параметрлерін кескіндеуді, кернеулерді, дабылдардың дискретті басқаруларын тексеру.

126. 100-500 миллисекунд (бұдан әрі - мс) уақыт интервалы арқылы, іске қосу (іске қосу кедергісінің мағынасынан 1,2) тогының мағынасынан 0,8 тең тоқты (кернеуді) бере отырып, тағайындамалардың жұмыс мәндерінде қайта қоса отырып жедел тоқты (кернеудің) алу және кернеуді беру кезінде жалған әрекеттердің болмауын тексеру.

127.Коммутациялық аппараттарды басқару тізбегінде терминалдың шығыс реле байланыстарына әсер ету арқылы РҚА басқару функцияларын тексеру (сөндіргіштерді қосуға және ажыратуға қорғаныс әрекеттерін және автоматты қайта қосылуын (АҚҚ) сынау).

128. Көрсетілген әсер етулерді тексеру әр электрмагниті үшін жеке жүзеге асырылады.

129. Терминал құралдарының көмегі арқылы жалғаулардың (сөндіргіштер, ажыратқыштар, жерге көмілетін пышақтар) коммутациялық аппараттарды басқаруын тексеру.

130. Коммутациялық аппараттарға тексерілетін құрылғының әрекеттерін тексергеннен кейін байланыс тізбегіндегі оның жұмыстары коммутациялық аппараттармен және басқа құрылғылармен жүзеге асырылмайды.

131. РҚА, Басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (шығыс реленің барлық пайдаланылатын тізбегін тексеру).

132. РҚА, Басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (барлық пайдаланылатын дискретті көтерме кірістерді тексеру).

133. Сандық байланыс арналарын пайдалану арқылы РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру.

134. Реле персоналы болған жағдайда автоматтандырылған жұмыс орнының (бұдан әрі - АЖО) қызмет етуін тексеру. Тексеріс тиісті бөлімшенің персоналымен бірлесіп орындалады (АБЖ, байланыс).

135. Сандық байланыс арналары бойынша ақпарат алмасудың бұзылғаны туралы терминалдардан хабарламаларды қалыптастыруды тексеру және жалған іске қосылулардың және тиісті дабылдардың қалыптасуларын бақылау.

136. Қоректендіру кернеуін алу және беру – терминалды қайта жүктеу арқылы тестілік бақылаудың қызмет етуін тексеру. Жекелеген блоктардың, байланыс арналарының, уақытты сәйкестендіру және тағы басқаларының дұрыстығы туралы дабылдарының статусы бойынша өзін-өзі диагностикалау жүйесінің жұмыс нәтижелерін тексеру.

137. жұмыс тогымен және кернеумен тексеру:

1) кіріс аналогты арналар бойынша өлшенетін мағыналарды көрсететін (терминалдың дисплейі) құрылғыларды пайдалану және оларды көрінеу дұрыс өлшемдермен (мысалы, қалқанды құралдар мен қорғаныстың екінші терминалы және тағы басқалары) салыстыру арқылы терминалдың МП-не токтың және кернеудің тізбегін қосудың дұрыстығын тексеру;

2) Кернеуді және АҚҚ сәйкестігін бақылау органының кернеу тізбегі бойынша қосылу дұрыстығын тексеру;

3) ток бағытталған қорғаудың қосылу дұрыстығын тексеру;

4) қашықтықтан қорғаудың қосылу дұрыстығын тексеру;

5) өртке қарсы автоматиканың (бұдан әрі - ӨҚА) өлшеу органдарының қосылу дұрыстығын тексеру;

6)желінің дифференциалды қорғауының қосылу дұрыстығын екі жақты тексеру (бұдан әрі - ЖДҚ);

7) желінің дифференциалды фазалық қорғауының қосылу дұрыстығын екі жақты тексеру (бұдан әрі - ДФҚ);

8) станциялық жабдықтарға дифференциалдық қорғаудың қосылу дұрыстығын тексеру (Т, АТ, рекаторлар, шиналар, шиналаулар);

9) бір, екі және үш фазаны бір уақытта кезекпен өшіру арқылы кернеу тізбегінің бұзылуы мен ажырауын имитациялау барысында кернеу тізбегіндегі ақаулардың болуын блоктау құрылғысының мінез-құлқын (бұдан әрі - КАБ) тексеру.

10) терминалды жөндеу және жұмысқа қосу барысында өндіруші қарастырған басқа да тексерулерді орындау.

138. жұмыс тогы және кернеуі арқылы терминалдың МП тексеру бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін, жедел персоналға РҚА құрылғысын берудің алдында:

1) параметрлеу және конфигурациялау сәйкестігін тексеру. Әр түрлі тексерістерді орындау барысында тағайындамалары (параметрлері), жағдайы немесе мәні ауысқан функцияларға ерекше назар аударыңыз;

2) ағымдағы параметрлердің мәндеріне және терминалдың дисплейі, дабыл элементтері мен ТП АБЖ хабарламалары (дабылдары) бойынша құрылымның жағдайына бақылау жасау;

3) кіріктірілген тіркеуіштің (осциллограф), оқиғалар буферінің (болуы мүмкін жағдайда), сөнулермен/қосылуларды (АҚҚ әрекеттерін) есептегіштердің жарықдиоды дабылдарының квиттеудің жадын тазалауды орындау қажет.

139. Құрылғыны қосуға дайындау барысында орындалады:

1) жедел персоналға жұмысқа қосылатын құрылғылар бойынша және оларды пайдаланудың ерекшеліктері бойынша нұсқаулық өткізу;

2) осы құрылғыларды және нұсқаулықтарды жедел персоналға беру;

3) релелік қорғау журналына тексеріс нәтижелері, тексерілген құрылғылардың жағдайы туралы және оларды жұмысқа қосу мүмкіндігі туралы жазбалар жазу. Құрылғының паспорт-хаттамаларын ресімдеу.

2-тарау. Жөндеуден кейін қабылдау

140. Жөнделгеннен кейін қабылдауды орындау барысында қабылдайтын тараптар келесі жұмыстарды жүзеге асырады.

141. Түбегейлі сызбаны, РҚА құрылғысының МП параметрлеуге тапсырмасын құрылғының келісілген жобалық шешімдері мен техникалық сипаттамаларына (функциялары) бекітілген тәртіпте сәйкестігіне талдау.

142. Терминалдарда орындалған конфигурациялау мен параметрлеуді келісілген жобалық шешімдер мен берілген тағайындамалар мәніне сәйкестігін талдау.

143. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 121 – 136-тармағы бойынша жұмыстар, жөндеулер қабылдаушы тараптың бақылауымен жөндеу ұйымдары арқылы орындалады.

144. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 136, 138-тармағы бойынша жұмыстар жөндеу ұйымдарымен бірлесіп қабылдаушы тараппен орындалады.

145. Қабылдаудың аяқталуы бойынша қабылдаушы тарапқа орындалған жұмыс нәтижелерін белгілей отырып жөндеу сынақтарының хаттамалары беріледі. Хаттамада берілетін қосымшада тағайындамалар терминалдарының МП-не берілген бланкілер және конфигурация сызбалары қоса беріледі. Терминалдарды конфигурациялау және қызмет көрсетуге бағытталған бағдарламалық қамтамасыз етудің есептері қалыптастыру құралдарының көмегімен терминалдарға берілген тағайындамалар мен конфигцрацияларды басып шығарып алуды орындауға рұқсат беріледі.

146. Пайдалануға РҚА-ға құрылымның МП енгізу бойынша барлық жұмыстар аяқталғаннан кейін терминалдардың жадынан параметрлеу және конфигурациялаудың файлдары (қолданыстағы жобасы) жазылып алынады және кездейсоқ жоғалтып алуды болдырмау үшін кемінде екі жерге: мысалы, CD-дискке және терминалдардың МП қызмет көрсетуге бағытталған ноутбуктың қатты дискісіне сақтап қояды. Параметрлеу мен конфигурациялаудың алдындағы файлдарын мұрағат ретінде сақтап қояды.

147. Терминалдан алынған параметрлеу файлы берілетін параметрлер бөлігінде пайдаланатын ұйыммен және жедел-диспетчерлік басқару ұйымдарымен келісіледі, егер РҚА құрылғысын баптау параметрлері оларға берілетін болса.

3-тарау. Бастапқы пайдалану кезеңі (алғашқы профилактикалық бақылау орындалғанға дейін)

148. РҚА құрылғыларының атқару сызбалары РҚА құрылғыларына диспетчерлік басқаруды (жүргізуді) жүзеге асыратын жедел-диспетчерлік басқарудың тиісті субъектісіне жолданады.

149. Терминалдар функцияларының мінез-құлықтары туралы максималды ақпараттарды алу мүмкіндіктерін қамтамасыз ету үшін пайдаланудың бастапқы кезеңінде ішкі тіркеуіштерді (сандық осциллографтар) іске қосу қорғаныстың жалпы іске қосу өлшеу органдарынан, сезімтел сатылардың іске қосылуынан, сөндірудің сыртқы дабылдарынан және тағы басқаларынан беріледі. Бұл ретте терминалдардағы және апаттық оқиғалардың сыртқы тіркеуіштеріндегі қалыптан тыс режимдерді жазу барысында ақпараттарды жоғалтуды болдырмау үшін іске қосу режимін беру кезінде терминалдардың жұмыс ерекшеліктері есепке алынады.

150. Терминалдың МП ішкі тіркеуішінің (сандық осциллографтың) әр іске қосылуы, сөндіруге арналған әрекеттер осциллограммалар, барлық пайдаланылатын функциялардың жұмыс істеуі немесе жұмыс істемеуіне арналған терминалдың оқиғалар журналы және осы функциялардың талап етілетін функцияларға реакциясының сәйкестігі бойынша мұқият талданады.

151. Берілген параметрлер немесе терминалдың конфигурациясын өзгерту бойынша жедел-диспетчерлік бақылау субъектісінің, өндірушінің ақпараттық хаттарына барлық анықталған қызмет істеу мен конфигурациялардың сәйкессіздігі барынша аз уақыт ішінде немесе аталған субъекті белгілеген мерзім ішінде жойылады.

4-тарау. Алғашқы профилактикалық бақылауды өткізу кезінде орындалатын жұмыс көлемі

152. Атқарушы сызбаларды талдау, бекітілген тәртіпте келісілген құрылғының жобалық шешімдері мен техникалық сипаттамаларына (функцияларына) сәйкестігіне РҚА құрылғыларының МП параметрлеуге тапсырмаларын талдау.

153. Терминалдарда орындалған конфигурациялау мен параметрлеудің келісілген жобалық шешімдер мен берілген тағайындамаларға сәйкестігін талдау.

154. Пайдалануға енгізілген сәттен бастап терминалмен жазылған осциллограммды, терминалдың оқиғалар журналын барлық пайдаланылатын қызметтердің жұмыс істеуі немесе жұмыс істемеуіне және осы функциялардың талап етілген функцияларға реакция сәйкестігін талдау.

155. Тексеруге шығарылған терминалда орындалатын жұмыстар:

1) терминалдардың МП және барлық шкаф жабдықтарының:

2) сыртқы соққы іздерінің, зақымдалулардың, су іздерінің соның ішінде кеуіп қалған су іздерінің болмауына;

3) темір беттерінде тотығу қақтарының болмауына, шаң басудың болмауына;

4) кіріс және шығыс дабылдарының қысқыш қатарының байланыс беттерінің жағдайын, байланыс интерфейстері жалғағыштарының жағдайын тексеруге;

5) басқару элементтерінің механикалық зақымдалуларының болмауына;

6) бақылау кабельдерін соңғы бөлшектеудің, өткізгіш саңылауларды тығыздаудың дұрыс орындалуына;

7) шкаф есіктерінің, қаптарының және тағы басқаларының тығыздалу жағдайын тексеруге;

8) екінші жалғаулар мен металлконструкцияларының тізбегін жерге тұйықтаудың жағдайы мен дұрыстығын тексеруге;

9) панельдердегі, шкафтардағы, жәшіктердегі және аппаратуралардағы жазулардың болуы және дұрыстығына, кабельдердің, абель тарамдарының, сымдардың таңбалануы және дұрыстығына сәйкестігін сыртқы байқау.

156. Шкаф жабдығы элементтерінің механикалық бекітпелерін тексеру, шкаф монтажының бұрандалы жалғауларының созылуын тексеру.

157. Корпусқа және өзара қатысы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстерінің тізбегінен бөлек) оқшаулау кедергісін өлшеу:

1) токтың кіріс тізбегі;

2) кернеудің кіріс тізбегі;

3) жедел тоқпен қоректендіру тізбегі;

4) дискретті дабылдардың кіріс тізбегі;

5) шығыс реле байланыстарынан дискретті дабылдарының шығыс тізбегі.

158. Өлшеу 1000 В-қа мегаомметрмен жүргізіледі, оқшаулау кедергісі – 10 мегаОм-нан кем емес.

159. Корпусқа және өзара қатынасы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстері тізбегінен басқа) оқшаулаудың электрлік беріктігін сынау. Оқшаулауды сынау 2500 В мегаомметрмен жүргізуге рұқсат беріледі.

160. Терминалдың жадынан параметрлеу және конфигурациялау файылдарын жазып алу және оларды сақталып тұрған, конфигурациялау және/немесе параметрлеуді соңғы түзету кезінде жазып алынған файлдармен салыстыру. Терминалдардың жадында тұрған конфигурациялар мен тағайындамаларды және конфигурациялар мен тағайындамалардың файлдар мұрағатында сақталып тұрған файлдарды салыстыруға терминалдарды параметрлеу мен конфигурациялау үшін пайдаланатын бағдарламалық қамтамасыз етудің автоматтандырылған салыстыру құрылғысының көмегімен орындауға рұқсат беріледі (осындай жағдай мүмкін болғанда).

161. Қажет болған жағдайда тапсырма бойынша және жедел-диспетчерлік басқарудың тиісті субъектісімен, түбегейлі сызбалардың, параметрлеу мен конфигурациялаудың РҚА қызметтерімен келісілгеннен кейін өзгерістерді орындау. Анықталған сәйкесссіздіктер жойылады.

162. Аналогті кірістердің бейтарап элементтерінің тұрақтылығын анықтау үшін терминалдың МП (ДФҚ 12 (U2) іске қосу органы, ЖДҚ іске қосу органы, X және R қашықтықтан қорғау (бұдан әрі – ҚҚ) 1ст, ШДҚ (ОДҚ) иіндерінің бірі бойынша тоқпен іске қосылу, және т.б.) негізгі өлшеу органдарынан біреуінің (тағайындаманың) іске қосылу параметрлерін тексеру

163. Негізгі қызметтердің (мысалы, ЖДҚ, ДФҚ, ҚҚ 1-сатысының қызметтері және т.б.) бірінің іске қосылу уақытын уақыт бойынша берілген тағайындамаларға сәйкестігін тексеру және алдындағы тексерістер барысында өлшенгендермен салыстыру.

164. Барлық шығыс реле байланыстарының, жарық диодтары мен дабыл шамдарының жағдайын бақылаумен, байланыстың сандық интерфейсі бойынша берілетін ақпаратты және оның АБЖ өтуін бақылаумен РҚА терминалының барлық пайдаланылатын функциялары мен логикалық тізбегінің өзара әрекеттесуін тексеру. Әр пайдаланылатын функциялардың кезектеп іске қосылуы және қорғаныстың дискретті кірістеріне қажетті дабылдарды беру үшін жағдай жасау арқылы тексеріс жүргізіледі. Терминалдың МП тәртібін талдау шығыс реле, осциллограмма және ішкі тіркеу оқиғаларының журналдары бойынша орындалады. Алынған осциллограмма мен оқиғаларды міндетті тәртіпте жөндеу хаттамаларына қоса ұсынады.

165. Оқиғаларды тіркеу функцияларын, дабылдарды осциллографиялауды, зақымдалған орынды анықтауды, тексеру құрылғысынан ток беру арқылы қорғаныс параметрлерін кескіндеуді, кернеулерді, дабылдардың дискретті басқаруларын тексеру.

166. 100-500 миллисекунд (бұдан әрі - мс) уақыт интервалы арқылы, іске қосу (іске қосу кедергісінің мағынасынан 1,2) тогының мағынасынан 0,8 тең тоқты (кернеуді) бере отырып, тағайындамалардың жұмыс мәндерінде қайта қоса отырып жедел тоқты (кернеудің) алу және кернеуді беру кезінде жалған әрекеттердің болмауын тексеру.

167. Коммутациялық аппараттарды басқару тізбегінде терминалдың шығыс реле байланыстарына әсер ету арқылы РҚА басқару функцияларын тексеру (сөндіргіштерді қосуға және ажыратуға қорғаныс әрекеттерін және автоматты қайта қосылуын АҚҚ сынау).

168. Терминал құралдарының көмегі арқылы жалғаулардың (сөндіргіштер, ажыратқыштар, жерге көмілетін пышақтар) коммутациялық аппараттарды басқаруын тексеру (осындай мүмкіндік болған жағдайда).

169. Коммутациялық аппараттарға тексерілетін құрылғының әрекеттерін тексергеннен кейін байланыс тізбегіндегі оның жұмыстары коммутациялық аппараттармен және басқа құрылғылармен жүзеге асырылмайды.

170. РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (шығыс реленің барлық пайдаланылатын тізбегін тексеру).

171. РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (барлық пайдаланылатын дискретті көтерме кірістерді тексеру).

172. Байланыстың сандық арналарын пайдалану арқылы РҚА, басқару мен дабылдың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру. Егер алынған осциллограммалар мен байланысты терминалдардың ішкі тіркеуіштерінің оқиғалары бойынша осы байланыстардың жұмысын тексеру мүмкін болмаған жағдайда, аталған тексеру толық көлемде жүргізіледі.

173. Сандық байланыс арналары бойынша ақпарат алмасудың бұзылғаны туралы терминалдардан хабарламалардың қалыптасуын тексеру.

174. Терминалды қайта жүктеу арқылы қоректендіру кернеуін алумен және берумен тестілік бақылаудың қызмет етуін тексеру. Жекелеген блоктардың, байланыс арналарының, уақытты сәйкестендіру дұрыстығы туралы дабылдарының статусы бойынша өзін-өзі диагностикалау жүйесінің жұмыс нәтижелерін тексеру.

175. Кіріс аналогты арналар бойынша өлшенетін мағыналарды көрсететін (терминалдың дисплейі) құрылғыны пайдалану арқылы терминалдың МП-не токтың және кернеудің тізбегін қосудың дұрыстығын тексеру.

176. Жұмыс тогымен және кернуімен терминалдың МП тексеру бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін, РҚА құрылғысын жедел персоналға берудің алдында:

1) параметрлеу және конфигурациялау сәйкестігін тексеру. Әр түрлі тексерістерді орындау барысында тағайындамалары (параметрлері), жағдайы немесе мәні ауысқан функцияларға ерекше назар аударыңыз;

2) ағымдағы параметрлердің мәндеріне және терминалдың дисплейі, дабыл элементтері мен ТП АБЖ хабарламалары (дабылдары) бойынша құрылымның жағдайына бақылау жасау;

3) кіріктірілген тіркеуіштің (осциллограф), оқиғалар буферінің (болуы мүмкін жағдайда), сөнулермен/қосылуларды (АҚҚ әрекеттерін) есептегіштердің жарықдиоды дабылдарының квиттеудің жадын тазалауды орындау қажет.

177. Пайдалануға РҚА-ға құрылымның МП енгізу бойынша барлық жұмыстар аяқталғаннан кейін терминалдардың жадынан параметрлеу және конфигурациялаудың файлдары (қолданыстағы жобасы) жазылып алынады және кездейсоқ жоғалтып алуды болдырмау үшін кемінде екі жерге мысалы, CD-дискке және терминалдардың МП қызмет көрсетуге бағытталған ноутбуктың қатты дискісіне сақтап қояды. Параметрлеу мен конфигурациялаудың алдындағы файлдарын мұрағат ретінде сақтап қояды.

178. РҚА құрылғысын параметрлеу мен конфигурациялау өзгерген жағдайда, терминалдан жазып алынған параметрлеу файлын РҚА құрылғысын баптау бойынша тапсырма берген тиісті субъектіге жолдау қажет.

5-тарау. Профилактикалық қалпына келтіруді өткізу барысында орындалатын жұмыс көлемі

179. Келіп түскен ақпараттық хаттарды, аталған құрылғының МП жұмсының сенімділігін арттыру үшін іс-шараларды орындау бойынша нұсқауларды (ондайлар болған жағдайда), тағайындамаларды қайта құруға (жұмыс режимдерін өзгерту) арналған хаттарды талдау. Осы жұмыстарды тексеру көлеміне қосу.

180. Терминалдардың МП және барлық шкаф жабдықтарының:

1) сыртқы соққы іздерінің, зақымдалулардың, су іздерінің соның ішінде кеуіп қалған су іздерінің болмауына;

2) темір беттерінде тотығу қақтарының болмауына, шаң басудың болмауына;

3) кіріс және шығыс дабылдарының қысқыш қатарының байланыс беттерінің жағдайын, байланыс интерфейстері жалғағыштарының жағдайын тексеруге;

4) басқару элементтерінің механикалық зақымдалуларының болмауына;

5) бақылау кабельдерін соңғы бөлшектеудің, өткізгіш саңылауларды тығыздаудың дұрыс орындалуына;

6) шкаф есіктерінің, қаптарының және тағы басқаларының тығыздалу жағдайын тексеруге;

7) екінші жалғаулар мен металлконструкцияларының тізбегін жерге тұйықтаудың жағдайы мен дұрыстығын тексеруге;

8) панельдердегі, шкафтардағы, жәшіктердегі және аппаратуралардағы жазулардың болуы және дұрыстығына, кабельдердің, абель тарамдарының, сымдардың таңбалануы және дұрыстығына сәйкестігін сыртқы байқау.

181. Шкаф жабдығы элементтерінің механикалық бекітпелерін тексеру, шкаф монтажының бұрандалы жалғауларының созылуын тексеру.

182. Корпусқа және өзара қатысы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстерінің тізбегінен бөлек) оқшаулау кедергісін өлшеу:

1) токтың кіріс тізбегі;

2) кернеудің кіріс тізбегі;

3) жедел тоқпен қоректендіру тізбегі;

4) дискретті дабылдардың кіріс тізбегі;

5) шығыс реле байланыстарынан дискретті дабылдарының шығыс тізбегі.

183. Өлшеу 1000 В-қа мегаомметрмен жүргізіледі, оқшаулау кедергісі – 10 мегаОм-нан кем емес.

184. Корпусқа және өзара қатынасы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстері тізбегінен басқа) оқшаулаудың электрлік беріктігін сынау. Оқшаулауды сынау 2500 В мегаомметрмен жүргізуге рұқсат беріледі.

185. Терминалдың жадынан параметрлеу және конфигурациялау файылдарын жазып алу және оларды сақталып тұрған, конфигурациялау және/немесе параметрлеуді соңғы түзету кезінде жазып алынған файлдармен салыстыру. Терминалдардың жадында тұрған конфигурациялар мен тағайындамаларды және конфигурациялар мен тағайындамалардың файлдар мұрағатында сақталып тұрған файлдарды салыстыруға терминалдарды параметрлеу мен конфигурациялау үшін пайдаланатын бағдарламалық қамтамасыз етудің автоматтандырылған салыстыру құрылғысының көмегімен орындауға рұқсат беріледі (осындай жағдай мүмкін болғанда).

186. Қажет болған жағдайда тапсырма бойынша және жедел-диспетчерлік басқарудың тиісті субъектісімен, түбегейлі сызбалардың, параметрлеу мен конфигурациялаудың РҚА қызметтерімен келісілгеннен кейін өзгерістерді орындау. Анықталған сәйкесссіздіктер жойылады.

187. Аналогті кірістердің бейтарап элементтерінің тұрақтылығын анықтау үшін терминалдың МП (ДФҚ 12 (U2) іске қосу органы, ЖДҚ іске қосу органы, X және R қашықтықтан қорғау (бұдан әрі – ҚҚ) 1ст, ШДҚ (ОДҚ) иіндерінің бірі бойынша тоқпен іске қосылу, және т.б.) негізгі өлшеу органдарынан біреуінің (тағайындаманың) іске қосылу параметрлерін тексеру

188. Негізгі қызметтердің (мысалы, ЖДҚ, ДФҚ, ҚҚ 1-сатысының қызметтері және т.б.) бірінің іске қосылу уақытын уақыт бойынша берілген тағайындамаларға сәйкестігін тексеру және алдындағы тексерістер барысында өлшенгендермен салыстыру.

189. Коммутациялық аппараттарды басқару тізбегінде терминалдың шығыс реле байланыстарына әсер ету арқылы қорғаныс және автоматика басқару функцияларын тексеру (сөндіргіштерді қосуға және ажыратуға қорғаныс әрекеттерін және автоматты қайта қосылуын АҚҚ сынау).

190. Көрсетілген әсерлерді тексеру әр электрмагниттері үшін жеке жүзеге асырылады.

191. Терминал құралдарының көмегі арқылы жалғаулардың (сөндіргіштер, ажыратқыштар, жерге көмілетін пышақтар) коммутациялық аппараттарды басқаруын тексеру (осындай мүмкіндік болған жағдайда).

192. Коммутациялық аппараттарға тексерілетін құрылғының әрекеттерін тексергеннен кейін байланыс тізбегіндегі оның жұмыстары коммутациялық аппараттармен және басқа құрылғылармен жүзеге асырылмайды.

193. РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (шығыс реленің барлық пайдаланылатын тізбегін тексеру).

194. РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (барлық пайдаланылатын дискретті көтерме кірістерді тексеру).

195. Релелік персоналдың АЖО қызмет етуін тексеру, болған жағдайда. Тексеріс тиісті бөлімшенің персоналымен бірлесіп орындалады (АБЖ, байланыс).

196. Сандық байланыс арналары бойынша ақпарат алмасудың бұзылғаны туралы терминалдардан хабарламалардың қалыптасуын тексеру.

197. Терминалды қайта жүктеу арқылы қоректендіру кернеуін алумен және берумен тестілік бақылаудың қызмет етуін тексеру. Жекелеген блоктардың, байланыс арналарының, уақытты сәйкестендіру дұрыстығы туралы дабылдарының статусы бойынша өзін-өзі диагностикалау жүйесінің жұмыс нәтижелерін тексеру.

198. кіріс аналогты арналар бойынша өлшенетін мағыналарды көрсететін (терминалдың дисплейі) құрылғыны пайдалану арқылы терминалдың МП-не токтың және кернеудің тізбегін қосудың дұрыстығын тексеру;

199. Жұмыс тогымен және кернуімен терминалдың МП тексеру бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін, РҚА құрылғысын жедел персоналға берудің алдында:

1) ағымдағы параметрлердің мәндеріне және терминалдың дисплейі, дабыл элементтері мен ТП АБЖ хабарламалары (дабылдары) бойынша құрылымның дұрыс жағдайына бақылау жасау;

2) кіріктірілген тіркеуіштің (осциллограф), оқиғалар буферінің (болуы мүмкін жағдайда), сөнулермен/қосылуларды (АҚҚ әрекеттерін) есептегіштердің жарықдиоды дабылдарының квиттеудің жадын тазалауды орындау қажет.

200. Пайдалануға РҚА-ға құрылымның МП енгізу бойынша барлық жұмыстар аяқталғаннан кейін терминалдардың жадынан параметрлеу және конфигурациялаудың файлдары (қолданыстағы жобасы) жазылып алынады және кездейсоқ жоғалтып алуды болдырмау үшін кемінде екі жерге: мысалы, CD-дискке және терминалдардың МП қызмет көрсетуге бағытталған ноутбуктың қатты дискісіне сақтап қояды. Параметрлеу мен конфигурациялаудың алдындағы файлдарын мұрағат ретінде сақтап қояды.

201. РҚА құрылғысын параметрлеу мен конфигурациялау өзгерген жағдайда, терминалдан жазып алынған параметрлеу файлын РҚА құрылғысын баптау бойынша тапсырма берген тиісті субъектіге жолдау қажет.

6-тарау. Профилактикалық бақылауды жүзеге асыру барысында орындалатын жұмыс көлемі

202. Келіп түскен ақпараттық хаттарды, аталған құрылғының МП жұмсының сенімділігін арттыру үшін іс-шараларды орындау бойынша нұсқауларды (ондайлар болған жағдайда), тағайындамаларды қайта құруға (жұмыс режимдерін өзгерту) арналған хаттарды талдау. Осы жұмыстарды тексеру көлеміне қосу.

203. Терминалдардың МП және барлық шкаф жабдықтарының:

1) сыртқы соққы іздерінің, зақымдалулардың, су іздерінің соның ішінде кеуіп қалған су іздерінің болмауына;

2) темір беттерінде тотығу қақтарының болмауына, шаң басудың болмауына;

3) кіріс және шығыс дабылдарының қысқыш қатарының байланыс беттерінің жағдайын, байланыс интерфейстері жалғағыштарының жағдайын тексеруге;

4) басқару элементтерінің механикалық зақымдалуларының болмауына;

204. Шкаф жабдығы элементтерінің механикалық бекітпелерін тексеру, шкаф монтажының бұрандалы жалғауларының созылуын тексеру.

205. Корпусқа және өзара қатысы бойынша тәуелсіз тізбектерді (байланыс интерфейстерінің тізбегінен бөлек) оқшаулау кедергісін өлшеу:

1) токтың кіріс тізбегі;

2) кернеудің кіріс тізбегі;

3) жедел тоқпен қоректендіру тізбегі;

4) дискретті дабылдардың кіріс тізбегі;

5) шығыс реле байланыстарынан дискретті дабылдарының шығыс тізбегі.

206. Өлшеу 1000 В-қа мегаомметрмен жүргізіледі, оқшаулау кедергісі – 10 мегаОм-нан кем емес.

207. Терминалдың жадынан параметрлеу және конфигурациялау файылдарын жазып алу және оларды сақталып тұрған, конфигурациялау және/немесе параметрлеуді соңғы түзету кезінде жазып алынған файлдармен салыстыру. Терминалдардың жадында тұрған конфигурациялар мен тағайындамаларды және конфигурациялар мен тағайындамалардың файлдар мұрағатында сақталып тұрған файлдарды салыстыруға терминалдарды параметрлеу мен конфигурациялау үшін пайдаланатын бағдарламалық қамтамасыз етудің автоматтандырылған салыстыру құрылғысының көмегімен орындауға рұқсат беріледі (осындай жағдай мүмкін болғанда).

208. Қажет болған жағдайда тапсырма бойынша және жедел-диспетчерлік басқарудың тиісті субъектісімен, түбегейлі сызбалардың, параметрлеу мен конфигурациялаудың РҚА қызметтерімен келісілгеннен кейін өзгерістерді орындау. Өзгертілген функциялардың қызмет етуін тексеру.

209. Коммутациялық аппараттарды басқару тізбегінде терминалдың шығыс реле байланыстарына әсер ету арқылы қорғаныс және автоматика басқару функцияларын тексеру (сөндіргіштерді қосуға және ажыратуға қорғаныс әрекеттерін және автоматты қайта қосылуын АҚҚ сынау).

210. Көрсетілген әсерлерді тексеру әр электрмагниттері үшін жеке жүзеге асырылады.

211. Терминал құралдарының көмегі арқылы жалғаулардың (сөндіргіштер, ажыратқыштар, жерге көмілетін пышақтар) коммутациялық аппараттарды басқаруын тексеру (осындай мүмкіндік болған жағдайда).

212. Коммутациялық аппараттарға тексерілетін құрылғының әрекеттерін тексергеннен кейін байланыс тізбегіндегі оның жұмыстары коммутациялық аппараттармен және басқа құрылғылармен жүзеге асырылмайды.

213. РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (шығыс реленің барлық пайдаланылатын тізбегін тексеру).

214. РҚА, басқарудың және дабылдардың басқа құрылғылармен өзара әрекеттесуін тексеру (барлық пайдаланылатын дискретті көтерме кірістерді тексеру).

215. Сандық байланыс арналары бойынша ақпарат алмасудың бұзылғаны туралы терминалдардан хабарламалардың қалыптасуын тексеру.

216. Терминалды қайта жүктеу арқылы қоректендіру кернеуін алумен және берумен тестілік бақылаудың қызмет етуін тексеру. Жекелеген блоктардың, байланыс арналарының, уақытты сәйкестендіру дұрыстығы туралы дабылдарының статусы бойынша өзін-өзі диагностикалау жүйесінің жұмыс нәтижелерін тексеру.

217. Кіріс аналогты арналар бойынша өлшенетін мағыналарды көрсететін (терминалдың дисплейі) құрылғыны пайдалану арқылы терминалдың МП-не токтың және кернеудің тізбегін қосудың дұрыстығын тексеру;

218. Жұмыс тогымен және кернуімен терминалдың МП тексеру бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін, РҚА құрылғысын жедел персоналға берудің алдында:

1) ағымдағы параметрлердің мәндеріне және терминалдың дисплейі, дабыл элементтері мен ТП АБЖ хабарламалары (дабылдары) бойынша құрылымның дұрыс жағдайына бақылау жасау;

2) кіріктірілген тіркеуіштің (осциллограф), оқиғалар буферінің (болуы мүмкін жағдайда), сөнулермен/қосылуларды (АҚҚ әрекеттерін) есептегіштердің жарықдиоды дабылдарының квиттеудің жадын тазалауды орындау қажет.

219. Пайдалануға РҚА-ға құрылымның МП енгізу бойынша барлық жұмыстар аяқталғаннан кейін терминалдардың жадынан параметрлеу және конфигурациялаудың файлдары (қолданыстағы жобасы) жазылып алынады және кездейсоқ жоғалтып алуды болдырмау үшін кемінде екі жерге: мысалы, CD-дискке және терминалдардың МП қызмет көрсетуге бағытталған ноутбуктың қатты дискісіне сақтап қояды. Параметрлеу мен конфигурациялаудың алдындағы файлдарын мұрағат ретінде сақтап қояды.

220. РҚА құрылғысын параметрлеу мен конфигурациялау өзгерген жағдайда, терминалдан жазып алынған параметрлеу файлын РҚА құрылғысын баптау бойынша тапсырма берген тиісті субъектіге жолдау қажет.

7-тарау. Кезектен тыс және апаттан кейінгі тексерістер

221. Кезектен тыс тексерулер атқару сызбалары, пайдаланылатын қызметтер, пайдаланылатын қызметтердің жұмыс режимдері, олардың өзара әрекеттесуі жартылай өзгерген жағдайда, тағайындамалар (параметрлеу) өзгергенде, басқа жабдықтарды жөндеу барысында бұзылған тізбектерді қалпына келтіру кезінде жүргізіледі. Кезектен тыс тексеріс кезінде орындалатын жұмыс көлемі барлық орындалған өзгерістерге толық тексеріс өткізуді қамтамасыз етеді және әр нақты жағдайда жедел өтінімді анықтау және ТҚ бағдарламасын әзірлеу кезінде анықталады.

222. Апаттан кейінгі тексерістер бас тарту себептерін, жалған немесе РҚА құрылғыларының МП керексіз жұмыстарды істеуін анықтау үшін жүргізіледі. Әр нақты жағдай үшін әзірленетін ТҚ біржолғы бағдарламалар бойынша орындалады.

223. Көрсетілген тексерістерді өткізу барысында РҚА құрылғыларының МП өзін-өзі диагностикалау жүйесінің жұмысын бақылау ұсынылады және оның іске қосылу (ішкі оқиғалардың деректер базасында тиісті белгі жасәйкес отырып терминалды қайта жүктеумен үйлестіріледі) жағдайлары анықталған кезде тиісті шараларды қабылдау қажет.

8-тарау. Техникалық байқаулар

224. РҚА қызметінің персоналына бекітілген терминалдардың МП-не және шкафтарының жабдықтарына мерзімді техникалық байқаулар жүргізіледі. Мұндай байқаулар жабдық жөнделгеннен кейін бастапқы және екінші рет жұмысқа қосылғаннан кейін, пайдаланылмалы жөндеу жұмыстарын орындағаннан кейін, РҚА құрылғысының жұмыс режимдеріне өзгерістер енгізілген жағдайда міндетті түрде жүзеге асырылады.

225. Терминалдардың МП қарау кезінде қуат көзінің болуы және тиісті дабылдық жарық диодтарының статусы бойынша құрылғы жағдайының дұрыстығы, тиісті жарық диодтары бойынша және терминалдың мониторында (СК индикаторлар) қалыпты жұмыс жағдайы туралы ақпараттың болуы (күні, уақыты, тоқтардың, кернеулердің көрсеткіштері және т.б.),жанып кеткен жарық диодтарының болмауы, қорғаныс, басқарушы қызметтердің бұзылуы және іске қосылуы тексеріледі. Бұзылулар туралы дабылдар болған жағдайда РҚА құрылғылары РҚА пайдалану жөніндегі жергілікті нұсқаулыққа сәйкес әрекет етеді.

226. Global Positioning System – ғаламдық жайғастыру жүйелері бар (бұдан әрі – GPS) біріктірілген қосалқы жүйелердің уақытты сәйкестендіруіне ие ТП АБЖ станцияларында барлық терминалдардың күні/уақыты көрсеткіштерінің сәйкестігі және олардың нақты астрономиялық уақытқа сәйкестігі бақыланады.

227. РҚА шкафтарының жағдайын қарау барысында режимдік кілттердің, ауыстырып-қосқыштардың, сыналатын блоктардың жағдайы және олардың бастапқы жабдықтар мен РҚА құрылғыларының, байланыстың жұмыс режимдеріне сәйкестігі тексеріледі.

Жылу электр станцияларының релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларына қызмет көрсету жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымша

1-кесте

РҚА құрылғыларына техникалық қызмет көрсетуді өткізудің мерзімділігі

Атауы	ТҚкезеңі,жыл	Пайдаланылған жылдар саны
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
РҚА элементтерінің құрылғылары:
электромеханикалық	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
микроэлектрондық	6	Н	К1	-	К	-	-	В	-	-	К	-	-	В	-	-	К	-
микропроцессорлық	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
Үй-жайларға орнатылған РҚА құрылғылары:
I санаттағы (басты (орталық) басқару қалқаны, релелік қалқандар)
электромеханикалық	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
микроэлектрондық	6	Н	К1	-	К	-	-	В	-	-	К	-	-	В	-	-	К	-
микропроцессорлық	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
II санаттағы (КРУ 6-10 кВ, РУСН 0,4 кВ) – барлық түрдегі құрылғылар	6	Н	К1	-	К	-	-	В	-	-	К	-	-	В	-	-	К	-
III санаттағы (жоғары діріл) – барлық түрдегі құрылғылар	3	Н	К1	-	В	-	-	В	-	-	В	-	-	В	-	-	В	-
1000В дейін автоматты сөндіргіштерді ағытқыштар	6	Н	К1	-	-	-	-	В	-	-	-	-	-	В	-	-	-	-

Ескерту:

1. Шартты белгілер: ТҚ – техникалық қызмет көрсету; Н – жаңадан қосылған кездегі тексеріс (жөндеу); К1 – алғашқы профилактикалық бақылау; В – профилактикалық қалпына келтіру; К – профилактикалық бақылау.

2. РҚА құрылғыларын профилактикалық бақылау көлемі РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, РТ-40/Р, ЭВ-100, ЭВ-200, РПВ-58, РПВ-258, РТВ, РВМ, РП-8, РП-11, РП-18 сериясындағы релені қалпына келтірудің тәртібіне кіреді.

3. Тестік бақылаудың (ТБ) мерзімділігі 41-тармақта көрсетілген, ал сынақтан өткізу (С) – осы Әдістемелік нұсқаулардың 46-тармағында көрсетілді.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 36-қосымша

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген.

Осы Әдістеме кәбілдік бұйымдарға қолданылмайды.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) күрделі жөндеу мен техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік нормалары – электр беру желілерінің жұмысқа қабілетті жай-күйін қамтамасыз ететін өкіл объектінің қабылданған өлшем бірлігіне арналған материалдар шығысының орташа жылдық нормалары;

2) өкілдер объектісі – тораптардың конструкциясы, құрамы және пайдаланылатын материалдардың түрі бойынша электр беру желілері өзіндік топтарының неғұрлым типтік объектілері.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Осы Әдістемеде кернеуі әлдеқайда төменірек электр беру желілерінің авариялық-қалпына келтіру жөндеуіне материалдардың шығысы ескерілмеген.

4. Осы Әдістеме біртізбекті және екітізбекті металл және темірбетон тіреуіштерде орнатылған кернеуі 110-220 киловольт (бұдан әрі – кВ) электр беру желілері үшін, металл және темірбетон тіреуіштердегі, кернеуі 330-500 кВ электр беру желілері үшін (330 кВ – біртізбекті және екітізбекті, 500 кВ – біртізбекті, 1150 кВ – металл біртізбекті) құрастырылған.

5. Электр желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге материалдар шығысының объектілік нормаларын әзірлеу мынадай екі құрамдас бөлік бойынша жүзеге асырылады:

1) электр беру желілерінің элементтерін олардың жұмыс ресурсы бойынша ауыстыруға материалдар шығысы;

2) электр беру желілерінің элементтерін жөндеуге материалдар шығысы.

6. ВЛ 110-500 кВ тіреуіштің темірбетон тірегіне жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес.

7. ВЛ 110-1150 кВ металл тіреуіштерге жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 2-қосымшаға сәйкес.

11. ВЛ 110-1150 кВ тіреуіштердің сымарқанды тартқышына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 3-қосымшаға сәйкес.

12. ВЛ 110-1150 кВ тіреуіштің іргетасына, анкер тақтасына, беларқасына және жерге тұйықталуына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 4-қосымшаға сәйкес.

14. ВЛ 110 кВ тіреуіштің сымдарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 5-қосымшаға сәйкес.

15. ВЛ 220-500 кВ тіреуіштің сымдарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 6-қосымшаға сәйкес.

16. ВЛ 1150 кВ тіреуіштің сымдарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 7-қосымшаға сәйкес.

17. ВЛ 110-1150 кВ тіреуіштің жайдан қорғаушы сымарқанына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 8-қосымшаға сәйкес.

18. ВЛ 110-1150 кВ шыны оқшаулағыштарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы, осы Әдістемеге 9-қосымшаға сәйкес.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

ВЛ 110-500 кВ тіреуіштің темірбетон тірегіне жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Р/с №	Тіреуіштің конструкциясы	Ақаудың сипаттамасы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
1	Ширықпаған немесе ширыққан шыбықты арматурасы бар центрифугаланған немесе дірілдетілген тіреуіш	Ені 0,3 – 0,6 мм көлденең жарықшақтар	Жарықшақтар пайда болған аймақта бетонның бетін бояу	Бояу (перхлорвинилді эмаль типті) 1 400-500 маркалы портландцемент Бояу жаққыш Еріткіш2 Лак Сүртетін шүберек	килограмм/шаршы метр (бұдан әрі –кг/м2) кг/м2 дана литр/ шаршы метр (бұдан әрі – л/м2) кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 2 0,05 0,1 0,1
			Ерітіндімен бітеу (екі нұсқа)	Полихлорвинилацетатты эмульсия1 400-500 маркалы портландцемент Еріткіш2	кг/м2 кг/м2 л/м2	0,043 0,215 0,05
				Химиялық қоспалардың кешенінен, цементтен және толтырғыштардан жасалған қосынды (сыртқы жұмыстар үшін, суға және аязға төзімді)4 Еріткіш2	кг/м2 л/м2	0,5 0,05
		Дәл сол, ені 0,6 мм-нен көп	Құрсауды орнату	Дөңгелек болат, диаметрі 16 мм Ыссы илемделген дөңгелек болат, диаметрі 5-7 мм Балқытып бекіту электродтары 400-500 маркалы портландцемент Құм (3 мм-ге дейін) Еріткіш2 (немесе бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 текше метр/шаршы метр (бұдан әрі – м3/м2) л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,5
		Дәл сол бетонның бүкіл беті бойынша	Тіреуішті ауыстыру	Темірбетон тіреу Бекіткіші бар беларқа Тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу) Балқытып бекіту электродтары Битум немесе битумды мастика3 Диаметрі кемінде 12 мм ыссы илемделген дөңгелек болат немесе мөлшері 25х4 мм ыссы илемделген жіңішке болат	дана дана жинақ кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
2	Беріктігі жоғары сымнан жасалған ширыққан арматураның центрифугаланған немесе дірілдетілген тіреуіші (жекелеген сымдар немесе тұтамдар түрінде)	Ені 0,05 – 0,3 мм көлденең жарықшақтар	Жарықшақтар пайда болған аймақта бетонның бетін бояу	Бояу (перхлорвинилді эмаль типті)1 400-500 маркалы портландцемент Бояу жаққыш Еріткіш2 Лак4 Сүртетін шүберек	кг/м2 кг/м2 дана л/м2 кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 2 0,05 0,1 0,1
		Дәл сол, ені 0,3 мм-нен көп	Құрсауды орнату	Дөңгелек болат, диаметрі 16 мм Ыссы илемделген дөңгелек болат, диаметрі 5-7 мм Балқытып бекіту электродтары 400-500 маркалы портландцемент Кәдімгі құм Еріткіш2 (немесе бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 м3/м2 л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,5
		Дәл сол бетонның бүкіл беті бойынша	Тіреуішті ауыстыру	Темірбетон тіреу Бекіткіші бар беларқа Тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу) Балқытып бекіту электродтары Битум немесе битумды мастика3 Диаметрі кемінде 12 мм ыссы илемделген дөңгелек болат немесе мөлшері 25х4 мм ыссы илемделген жіңішке болат	дана дана жинақ кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
3	Кез келген конструкцияның центрифугаланған немесе дірілдетілген тіреуіші	Ашылу ені 0,05 – 0,3 мм көлденең жарықшақтар, жарықшақтардың санына қарамастан жарықшақтардың санына қарамастан	Жарықшақтар пайда болған аймақта бетонның бетін бояу	Бояу (перхлорвинилді эмаль типті)1 400-500 маркалы портландцемент Бояу жаққыш Еріткіш2 Лак5 Сүртетін шүберек	кг/м2 кг/м2 дана л/м2 кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 2 0,05 0,1 0,1
		Дәл сол ені 0,3 – 0,6 мм, бір қимада екі жарықшақтан көп емес	Ерітіндімен бітеу (екі нұсқа)	Полихлорвинилацетатты эмульсия1 400-500 маркалы портландцемент Еріткіш2	кг/м2 кг/м2 л/м2	0,043 0,215 0,05
				Химиялық қоспалардың кешенінен, цементтен және толтырғыштардан жасалған қосынды (сыртқы жұмыстар үшін, суға және аязға төзімді)4 Еріткіш2	кг/м2 л/м2	0,5 0,05
		Дәл сол ені 0,3 мм-нен көп, бір қимадағы жарықшақтардың саны екіден көп болған кезде	Құрсауды орнату	Дөңгелек болат d16 мм Ыссы илемделген дөңгелек болат, диаметрі 5-7 мм Балқытып бекіту электродтары 400-500 маркалы портландцемент Кәдімгі құм Еріткіш2 (немесе бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 м3/м2 л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,5
		Дәл сол жарықшақтардың ұзындығы 3 м-нен көп болған кезде	Тіреуішті ауыстыру	Темірбетон тіреу Бекіткіші бар беларқа Тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу) Балқытып бекіту электродтары Битум немесе битумды мастика3 Диаметрі кемінде 12 мм ыссы илемделген дөңгелек болат немесе мөлшері 25х4 мм ыссы илемделген жіңішке болат	дана дана жинақ кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
4	Кез келген конструкцияның центрифугаланған немесе дірілдетілген тіреуіші	Көлденең арматура жалаңашталған (тіреуіштің бойынан 1,5 -–2 м-нен аспайтын ұзындықта)	Арматураны тоттан тазарту. Көлденең арматура шығып тұрған жерде бетонның бетін бояу	Бояу (перхлорвинилді эмаль типті)1 400-500 маркалы портландцемент Егеуқұм қағазы Бояу жаққыш Еріткіш2 Лак5 Сүртетін шүберек	кг/м2 кг/м2 м2/м дана л/м2 кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 0,01 2 0,1 0,1 0,1
		Кеуекті бетон немесе тіреудің бойындағы тар тесік	Ерітіндімен бітеу (екі нұсқа)	Полихлорвинилацетатты эмульсия1 400-500 маркалы портландцемент Ұсақтүйіршікті құм (0,3 мм-ге дейін) Еріткіш2	кг/м2 кг/м2 кг/м2 л/м2	0,075 0,42 0,84 0,1
				Химиялық қоспалардың кешенінен, цементтен және толтырғыштардан жасалған қосынды (сыртқы жұмыстар үшін, суға және аязға төзімді)4 Еріткіш2	кг/м2 л/м2	0,8 0,1
		Бетонның бетінде тот түсті дақтар мен ағып түскен іздер көріне бастайды	Ағып түскен іздер мен дақтар аймағында бетонның бетін бояу	Бояу (перхлорвинилді эмаль типті)1 400-500 маркалы портландцемент Егеуқұм қағазы Бояу жаққыш Еріткіш2 Лак5 Сүртетін шүберек	кг/м2 кг/м2 м2/м2 дана л/м2 кг/м2 кг/м2	1,2 6 0,1 2 0,5 1 0,2
		Ені 3 – 5 мм үстіңгі қабатының қыртыстануы салдарынан бетонның бұжыр беті	Ерітіндімен бітеу (екі нұсқа)	Полихлорвинилацетатты эмульсия1 400-500 маркалы портландцемент Ұсақтүйіршікті құм (до 0,3 мм) Еріткіш2	кг/м2 кг/м2 кг/м2 л/м2	0,75 4,2 8,4 0,5
				Химиялық қоспалардың кешенінен, цементтен және толтырғыштардан жасалған қосынды (сыртқы жұмыстар үшін, суға және аязға төзімді)4 Еріткіш2	кг/м2 л/м2	2 0,5
		Мөлшері 10х10 мм және тереңдігі 10 мм бетондағы қуыстар	Ерітіндімен бітеу (екі нұсқа)	Полихлорвинилацетатты эмульсия1 400-500 маркалы портландцемент Кәдімгі құм Еріткіш2	кг/дм3 кг/дм3 кг/дм3 л/дм3	0,068 0,33 1 0,05
				Химиялық қоспалардың кешенінен, цементтен және толтырғыштардан жасалған қосынды (сыртқы жұмыстар үшін, суға және аязға төзімді)4 Еріткіш2	кг/дм3 л/дм3	1,8 0,05
		Бетондағы алаңы 25 см2-ге дейінгі қуыстар немесе өтпелі тесіктер (тесік аймағындағы бетон қабырғаның қалыңдығы жобадағыдан кем болмаған кезде бір тіреуішке бір қуыстан немесе тесіктен артық емес)	Құрсауды орнату	Дөңгелек болат, диаметрі 16 мм Ыссы илемделген дөңгелек болат, диаметрі 5-7 мм Балқытып бекіту электродтары 400-500 маркалы портландцемент Кәдімгі құм Еріткіш2 (немесе бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 м3/м л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,1
		Алаңы 25 см2-ге дейінгі біреуден көп қуыстар немесе өтпелі тесіктер	Тіреуішті ауыстыру	Темірбетон тіреу Бекіткіші бар беларқа Тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу) Балқытып бекіту электродтары Битум немесе битумды мастика3 Диаметрі кемінде 12 мм ыссы илемделген дөңгелек болат немесе мөлшері 25х4 мм ыссы илемделген жіңішке болат	дана дана жинақ кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
		Тесік аймағындағы бетон қабырғаның жобадағыдан кем болған кезде алаңы 25 см2-ге дейінгі тесік	Еегер тоқылдату кезінде бетон жарылса және тесіктің алаңы ұлғайса, тіреуішті ауыстыру	Темірбетон тіреу Бекіткіші бар беларқа Тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу) Балқытып бекіту электродтары Битум немесе битумды мастика3 Диаметрі кемінде 12 мм ыссы илемделген дөңгелек болат немесе мөлшері 25х4 мм ыссы илемделген жіңішке болат	дана дана жинақ кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
		Алаңы 25 см2-ден артық қуыс немесе тесік	Тіреуішті ауыстыру	Темірбетон тіреу Бекіткіші бар беларқа Тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу) Балқытып бекіту электродтары Битум немесе битумды мастика3 Диаметрі кемінде 12 мм ыссы илемделген дөңгелек болат немесе мөлшері 25х4 мм ыссы илемделген жіңішке болат	дана дана жинақ кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
5	Темірбетон тіреуіштердің металл конструкциялары (траверстер, сымарқанды тіреу)	Тіреуіштер металл конструкциясы қорғау қабатының бұзылуы , металдың бетіндегі коррозия	ВЛ 110-500 кВ тіреуіштерінің металл конструкцияларын бояу жаққышпен қолмен бояу (бір қабат/екі қабат етіп) 1 тонна металл конструкцияға (үш нұсқа)	Еріткіш2 Битумды лак5 Алюминийлі ұнтақ Олифа Сүртетін шүберек Бояу жаққыш Егеуқұм қағазы	л кг кг кг кг дана м2	3/3 4,5/8,1 1,6/1,6 0,5/0,9 1,2/1,5 2/4 1
				Еріткіш2 Төсеме бояу1 Бояу (сыртқы жұмыстар үшін, атмосфераға төзімді)1 Олифа Сүртетін шүберек Бояу жаққыш Егеуқұм қағазы	л кг кг кг кг дана м2	3/3 4,5 6,1/6,48 0,67/0,7 1,2/1,5 2/4 1
				Мырыш толтырылған коррозияға қарсы композиция Еріткіш2 Сүртетін шүберек Бояу жаққыш Егеуқұм қағазы	кг л кг дана м2	10,8/13,05 0,54/0,65 1,2/1,5 2/4 1
6	Темірбетон тіреуіштердің барлық түрлері	Тіреуіш тіреуінің 10-тан артық еңкеюі	Тіреуіштерді түзету	Қиыршық тас6	м3	1-ден көп емес
7	Темірбетон тіреуіштердің барлық түрлері	Тіреуіштегі тұрақты белгілердің болмауы немесе түссізденуі	Аясын дайындай отырып, 1 тіреуішке тұрақты белгілерді салу (нөмірленуі, тізбек, диспетчерлік атауы және т.б.)	Еріткіш (уайт-спирит)2 Төсеме бояу1 Бояу (сыртқы жұмыстар үшін, атмосфераға төзімді)1 Сүртетін шүберек Бояу жаққыш7	л кг кг кг дана	0,03 0,02 0,047 0,2 2
Ескертулер. 1Эмульсияның немесен бояудың типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 2Еріткіштің маркасын филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 3 Битумды мастиканың типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 4Қосындының (түзететін тегістегіш, иілімді желімдік құрам және т.б.) типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 5Лактардың типін (ХКЛ, БТ және т.б.) филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 6Қиыршық тастың фракциясын филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 7Ұзындығы 50 км-гедейінгі бір ВЛ-ға бояу жаққыштың қажеттілігі.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

ВЛ 110-1150 кВ металл тіреуіштерге жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Р/с №	Тіреуіштің конструкциясы	Ақаудың сипаттамасы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
1	Металл тіреуіш	Тіреуіштер металл конструкциялары элементтерінің (бұрыштық болаттың) бүлінуі	Бір бұрышты екі шеті бойынша балқытып бекіту3 50х50х5 63х63х6 75х75х6 90х90х7 100х100х7 110х110х8	Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары	Килограмм/дана (бұдан әрі –кг/дана) кг/дана кг/дана кг/дана кг/дана кг/дана	0,08 0,12 0,14 0,19 0,2 0,26
			Бір бұрышты екі шеті бойынша тілу3 50х50х5 63х63х6 75х75х6 90х90х7 100х100х7 110х110х8	Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары	кг/дана кг/дана кг/дана кг/дана кг/дана кг/дана	0,05 0,08 0,1 0,14 0,1 6 0,21
		Тіреуіш тіреуінің 10-тан артық еңкею	Төсемдерді қолдана отырып, тіреуіштерді түзету 4: - 1 см жікке электродтар шығысы - 1 см металды тілуге электродтар шығысы	Балқытып бекіту электродтары Балқытып бекіту электродтары	кг кг	0,06 0,07
		Тіреуіштер металл конструкциясы қорғау қабатының бүлінуі, металл бетіндегі коррозия	ВЛ 110- 500 кВ тіреуіштерінің металл конструкцияларын бояу жаққышпен қолмен бояу (бір қабат/екі қабат етіп) 1 тн металл конструкцияға (үш нұсқа)5	Бояу жаққыш1 Егеуқұм қағазы Еріткіш Сүртетін шүберек Олифа Битумды лак 2 Алюминийлі ұнтақ	дана м2 л кг кг кг кг	2/4 1 3 1,2/1,5 0,5/0,9 4,5/8,1 1,6
				Бояу жаққыш1, дана Егеуқұм қағазы Төсеме бояу Еріткіш Сүртетін шүберек Олифа Бояу (атмосфераға төзімді)	дана м2 кг л кг кг кг	2/4 1 0/4,5 3 1,2/1,5 0,67/0,7 6,1/6,48
				Бояу жаққыш1 Егеуқұм қағазы Еріткіш Мырыш толтырылған коррозияға қарсы композиция Сүртетін шүберек	дана м2 л кг кг	2/4 1 0,54/0,65 10,8/ 13,05 1,2/1,5
		Тіреуіштегі тұрақты белгілердің болмауы немесе түссізденуі	Аясын дайындай отырып, 1 тіреуішке тұрақты белгілерді салу (нөмірленуі, тізбек, диспетчерлік атауы)	Бояу жаққыш1 Төсеме бояу Еріткіш Сүртетін шүберек Бояу (атмосфераға төзімді)	дана кг л кг кг	2 0,02 0,03 0,2 0,047
Ескертулер. 1Ұзындығы 50 км-ге дейінгі бір ВЛ-ға бояу жаққыштың қажеттілігі. 2Лактың типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 3Бұрыштық болаттың қажеттілігі тіреуіштің жалпы салмағының 15%-ынан аспайды. Болатты тілуге басқа да материалдарды (пропан газын, оттегіні, кескінді шеңберді) пайдалануға жол беріледі. 4Төсемдердің жиынтық биіктігі 40 мм-нен аспайды. 5Бояулар мен лактың типіне қарай еріткіш немесе олифа қолданылады. Бұл ретте еріткіштің немесе олифаның маркасын филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

ВЛ 110-1150 кВ тіреуіштердің сымарқанды тартқышына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Тіреуіштердің сымарқанды тартқышының конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
Тіреуіштердің сымарқанды тартқышы	Бүлінген учаскенің 10 см-сіне құрсау салу.	Алюминий сым	кг	0,1
	Жөндеу қысқышын орнату	Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай3 Жөндеу қысқышы Бензин	м2 кг дана л	0,01 0,01 1 0,1
	Бір сымарқанды тартқышты майлау ВЛ 110 кВ үшін ВЛ 220 кВ үшін ВЛ 330-500 кВ үшін ВЛ 1150 кВ үшін	Еріткіш Еріткіш Электр-техникалық жағармай3 Еріткіш Электр-техникалық жағармай3 Еріткіш Электр-техникалық жағармай3 Еріткіш Электр-техникалық жағармай3	л кг л кг л кг л кг л кг	0,03 0,12 0,04 0,14 0,04 0,15 0,08 0,29 0,1 0,4
Сымарқанды тартқыштың U-тәрізді бұрандамасы	Сомындары бар анкерлі бұрандаманың коррозиясы кезінде реттеу (екі нұсқа) 100 дана тартқышқа	Пропан газы Оттегі	кг кг	10 6
		Бұрандамалы қосылыстарды босатып тастауды жеңілдетуге арналған әмбебап құрал4	дана	1 (200 мл)
	U-тәрізді бір анкерлі бұрандаманың коррозияға қарсы жабыны	Битумды лак2,	кг	0,2
	U-тәрізді бір анкерлі бұрандаманың бұрандалы бөліктерін майлау	Электр-техникалық жағармай3	кг	0,05
Ескертулер. 1 Еріткіштің маркасын филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 2 Лактың типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 3 Электр-техникалық жағармайдың маркасын (ЭЖЖ және т.б.) өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 4 Әмбебап құралдың типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 4-қосымша

ВЛ 110-1150 кВ тіреуіштің іргетасына, анкер тақтасына, беларқасына және жерге тұйықталуына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Тіреуіштің конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
Тіреуіштердің іргетастары	Қалыпты жасамай, тіреуіштің іргетасын жөндеу	Портландцемент Құмды-қиыршықтасты қоспа1	тн м3	0,02 0,06
	Қалыпты жасай отырып, тіреуіштің іргетасын жөндеу	Кесілген тақтай 20мм Құрылыс шегелері 70 мм Портландцемент Құмды-қиыршықтасты қоспа1	м3 кг тн м3	0,03 0,3 0,05 0,11
Тіреуіштердің іргетастары, анкерлі тақталары және беларқалары	Темірбетон бұйымдардың 1 м2 бетін гидрооқшаулау .	Битум немесе битумды мастика2 Рубероид Сүртетін шүберек	кг м2 кг	2,1 1 0,06
Тіреуіштің жерге тұйықталуы	Бір тіреуіштің жерге тұйықталуын төсеу немесе қалпына келтіру (екі нұсқа).	Балқытып бекіту электродтары, Диаметрі кемінде 12 мм дөңгелек болат	кг тн	0,2 0,046
		Балқытып бекіту электродтары, Жіңішке болат	кг тн	0,2 0,125
	Бір тіреуішке жерге тұйықталудың үзілуін жою	Балқытып бекіту электродтары	кг	0,01
Ескертулер. 1 Құмды-қиыршықтасты қоспаны ұқсас басқа құрамға (елемге, фракциясы 5-20 мм қиыршық тасы бар құмға және т.б.) ауыстыруға жол беріледі. 2 Битумды мастиканың типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 5-қосымша

ВЛ 110 кВ тіреуіштің сымдарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Сымның конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
ВЛ 110 кВ сымы	Үзілген немесе бүлінген сымдарды бекіту, сымның бүлінген учаскесінің 10 см-сіне құрсауды орнату	Алюминий сым	кг	0,2
	Баспақтау әдісімен монтаждалатын жөндеу қысқыштарының көмегімен бүлінген жерді жөндеу.	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,01 0,01 0,03 1
	Аралықта сымды салу	Болат-алюминий сым Аралау тақтасы Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн дана л л м2 кг дана	0,0109 1 0,2 0,01 0,2 0,06 2
	Беріктігі шектеулі қысқыштың табанында сымды салу	Болат-алюминий сым Аралау тақтасы Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн дана л л м2 кг дана	0,0423 1 0,2 0,01 0,2 0,06 2
	Шлейфте сымды салу (екі нұсқа)	Болат-алюминий сым Талшықтас бау (д 2-4 мм) Термитті патрон Термитті сіріңке Аралау тақтасы Егеуқұм қағазы	тн м дана дана дана м2	0,002 1 2 2 1 0,2
		Болат-алюминий сым Бензин Аралау тақтасы Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн л дана л м2 кг дана	0,002 0,2 1 0,01 02 0,06 2
	Шлейфте сымды қосу (екі нұсқа)	Талшықтас бау (д 2-4 мм) Термитті патрон Термитті сіріңке	м дана дана	0,5 1 1
		Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,1 0,03 1
	Шлейфте сымды жөндеу	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,1 0,03 1

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 6-қосымша

ВЛ 220-500 кВ тіреуіштің сымдарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Сымның конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
ВЛ 220-500 кВ сымы	Үзілген немесе бүлінген сымдарды бекіту, сымның бүлінген учаскесінің 10 см-сіне құрсауды орнату	Алюминий сым	кг	0,3
	Баспақтау әдісімен монтаждалатын жөндеу қысқыштарының көмегімен бүлінген жерді жөндеу.	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,01 0,11 1
	Аралықта сымды салу	Болат-алюминий сым Аралау тақтасы Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн дана л л м2 кг дана	0,0556 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Беріктігі шектеулі қысқыштың табанында сымды салу	Болат-алюминий сым Аралау тақтасы Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн дана л л м2 кг дана	0,0926 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Шлейфте сымды салу (екі нұсқа)	Болат-алюминий сым Талшықтас бау (д 2-4 мм) Термитті патрон Термитті сіріңке Аралау тақтасы Егеуқұм қағазы	тн м дана дана дана м2	0,003 1 2 2 1 0,2
		Болат-алюминий сым Бензин Аралау тақтасы Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн л дана л м2 кг дана	0,003 0,2 1 0,04 02 0,22 2
	Шлейфте бір сымды қосу (екі нұсқа)	Талшықтас бау (д 2-4 мм) Термитті патрон Термитті сіріңке	м дана дана	0,5 1 1
		Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,1 0,11 1
	Шлейфте бір сымды жөндеу	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,1 0,11 1

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 7-қосымша

ВЛ 1150 кВ тіреуіштің сымдарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Сымның, жайдан қорғаушы сымарқанның конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өл-шем бірлігі	Саны
ВЛ 1150 кВ сымы	Үзілген немесе бүлінген сымдарды бекіту, сымның бүлінген учаскесінің 10 см-сіне құрсауды орнату	Алюминий сым	кг	0,3
	Баспақтау әдісімен монтаждалатын жөндеу қысқыштарының көмегімен бүлінген жерді жөндеу.	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,01 0,11 1
	Аралықта сымды салу	Болат-алюминий сым Аралау тақтасы Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн дана л л м2 кг дана	0,0556 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Беріктігі шектеулі қысқыштың табанында сымды салу	Болат-алюминий сым Аралау тақтасы Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн дана л л м2 кг дана	0,0926 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Шлейфте сымды салу (екі нұсқа)	Болат-алюминий сым Талшықтас бау (д 2-4 мм) Термитті патрон Термитті сіріңке Аралау тақтасы Егеуқұм қағазы	тн м дана дана дана м2	0,005 1 2 2 1 0,2
		Болат-алюминий сым Бензин Аралау тақтасы Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн л дана л м2 кг дана	0,005 0,2 1 0,04 02 0,22 2
	Шлейфте бір сымды қосу (екі нұсқа)	Талшықтас бау (д 2-4 мм) Термитті патрон Термитті сіріңке	м дана дана	0,5 1 1
		Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,1 0,11 1
	Шлейфте бір сымды жөндеу	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,1 0,11 1

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 8-қосымша

ВЛ 110-1150 кВ тіреуіштің жайдан қорғаушы сымарқанына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Жайдан қорғаушы сымарқанның конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
Жайдан қорғаушы сымарқан	Үзілген немесе бүлінген сымдарды бекіту, жайдан қорғаушы сымарқанның бүлінген учаскесінің 10 см-сіне құрсауды орнату	Болат мырышталған жұмсақ сым	кг	0,1
	Баспақтау әдісімен монтаждалатын жөндеу қысқыштарының көмегімен бүлінген жерді жөндеу.	Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Жөндеу қысқышы	л л м2 кг дана	0,1 0,02 0,01 0,11 1
	Аралықта жайдан қорғаушы сымарқанды салу	Жайдан қорғаушы сымарқан3 Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн л л м2 кг дана	0,0062 0,2 0,04 0,02 0,04 2
	Беріктігі шектеулі қысқыштың табанында жайдан қорғаушы сымарқанды салу	Жайдан қорғаушы сымарқан3 Бензин Еріткіш1 Егеуқұм қағазы Электр-техникалық жағармай2 Біріктіруші қысқыш	тн л л м2 кг дана	0,0311 0,2 0,04 0,02 0,04 2
	Жайдан қорғаушы сымарқанның 1-км-сін майлау	Еріткіш1 Электр-техникалық жағармай2	л кг	5 25
Ескерту: 1 Еріткіштің маркасын филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 2 Электр-техникалық жағармайдың маркасын (ЭЖЖ және т.б.) өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 3 ЖСОК-тың ауыстырылатын учаскесі үшін ұзындықты осы байланыс желісін пайдаланатың байланыс қызметінің жұмыскерлері желілік персоналмен бірлесе отырып айқындайды.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары электр беру желілерін жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 9-қосымша

ВЛ 110-1150 кВ шыны оқшаулағыштарына жөндеу-пайдаланушылық қызмет көрсетуге материалдар шығысы

Шыны оқшаулағыштарының конструкциясы	Жұмыстар түрі	Материалдың атауы	Өлшем бірлігі	Саны
Шыны оқшаулағыштар	Бір оқшаулағышты шаң мен батпақтан тазалау	Сүртетін шүберек, кг	кг	0,1
	Орнықты ластанудан тазарту (екі нұсқа) 20 дана оқшаулағыштарға	Сүртетін шүберек, кг Тазалауға арналған құрал (аэрозоль)2, дана	кг дана	2 1 (200 мл)
		Сүртетін шүберек, кг Тазалауға арналған құрал (паста)2, кг	кг кг	2 2
Ескерту: 1 Гидрофобтық пастаның типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды. 2 Тазалауға арналған құралдың маркасы мен типін филиалдың өндірістік учаскесінің комиссиясы айқындайды.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 37-қосымша

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Кернеуі 110 киловольт (бұдан әрі – кВ) және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және номенклатура бойынша материалдарға қорлар алу үшін негіз болып табылатын кернеуі 110 кВ және одан жоғары кіші станциялардың жабдығын күрделі жөндеу және оған техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының салалық нормаларын және материалдар шығысының тиісті объектілік нормаларын әзірлеуге арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) күрделі жөндеу мен техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік нормалары – бұл электр беру желілерінің немесе кіші станциялар жабдықтарының жұмысқа қабілетті жай-күйін қамтамасыз ететін өкіл объектінің қабылданған өлшем бірлігіне арналған материалдар шығысының орташа жылдық нормалары;

2) өкілдер объектісі – тораптардың конструкциясы, құрамы және пайдаланылатын материалдардың түрі бойынша неғұрлым тән электр тасымалдау жүйелері жабдықтарының ерекше топтарының объектілері.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Күрделі жөндеу мен техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік нормаларын әзірлеу кіші станциялар жабдықтарының жұмыс ресурсын ескере отырып және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізімілінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес қолданыстағы жоспарлы-сақтандырмалық жөндеу жүйесі негізінде жүзеге асырылады.

4. Нормаларды есептеу үшін кіші станциялардың жабдықтарын жекедара күрделі және ағымдағы жөндеулерге арналған материалдар шығысының нормалары және осы Әдістемеге 3-қосымшаның 1-7-кестелеріне сәйкес жұмыстарды орындау кезеңділігі бастапқы деректер болып табылады.

Нормаларды ауыстыру кіші станциялардың жабдықтарын жөндеу конструкциясы, материалдары мен технологиясы өзгерген жағдайда ғана жүргізіледі.

2-тарау. Кіші станциялардың жабдығын күрделі жөндеуге және оған техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік нормаларын есептеу

5. Кіші станцияларды күрделі жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік нормаларын әзірлеу жабдықтардың элементтерін жөндеуге арналған материалдардың шығысы бойынша жүзеге асырылады.

6. Жұмыс ресурсы бойынша күрделі жөндеуге және техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдардың шығысын нормалау өкілдер объектілерінің элементтері (құрамдас бөліктері) үшін жүзеге асырылады, жұмыстағы істен шығудан оларды айырбастау қажеттілігі туындайды, ал жұмыс қабілетін жоғалтқан элементтер осы Әдістемеге 1-қосымшаға сәйкес жөндеуге жатпайды.

7. Көрсетілген элементтердің істен шығу ағынының нормативтік сипаттамасымен өкілдер объектілерінің элементтерін ауыстыру үшін материалдарға портативті қажеттілікті есептеу мынадай тәртіппен жүзеге асырылады:

1) істен шығу ағынының сипаттамасында i-ші өкіл объектідегі q-ші элементтің жыл сайынғы істен шығуының салыстырмалы шамасына жақын мәндермен (

) жабдықтарды пайдалану мерзімі бойынша

-интегралдар орнатылады;

2) i-ші өкіл объектідегі q-ші элементтің өлшем бірлігінде (километр (бұдан әрі – км), дана (бұдан әрі – дана)

-ші пайдалану мерзімі интервалында істен шығулардың жыл сайынғы саны анықталады:

(1)

мұндағы

– i-ші өкіл объектідегі q-ші элементтің, өлшем бірлігіне бірліктің салыстырмалы шамасы (бұдан әрі – бірл./өлш.бірл);

n_qi – i-ші өкіл объектінің өлшем бірлігіндегі q-ші элементтердің саны, бірл./өлш.бірл.;

3) кіші станцияның i-ші өкіл объектінің өлшем бірлігіндегі q-ші элементтердің жыл сайынғы интервалдар бойынша орташа өлшемді саны анықталады:

(2)

мұндағы

– кіші станцияның i-ші өкіл объектінің өлшем бірлігіндегі q-ші элементтердің жыл сайынғы интервалдар бойынша орташа өлшемді саны;

l_i^y – кіші станция жабдықтарын пайдалану мерзімінің

-ші интервалындағы өлшем бірліктерінің саны (км, дана);

4) объектілік норманың бірінші құрауышы анықталады – q-ші элементтерді ауыстыру үшін i-ші өкіл объктінің a-материалындағы Q'_ai жылдық орташа нормативтік қажеттілігі, бұл ретте көрсетілген Q'_aqi элементтерін ауыстыруға арналған материалдардың шығысы i-ші өкіл объектінің бір q-ші элементін ауыстыру жөніндегі жекелеген жұмыстарды орындауға арналған шығыс нормалары негізінде алынады:

(3)

мұндағы Q'_aqi - көрсетілген элементтерді, жылына өлшем бірлігіне физикалық бірліктерді ауыстыруға арналған материалдар шығысы (бұдан әрі – физ. бірл./жылына өлш.бірл.);

5) элементтердің жұмыс ресурсы бойынша материалдар шығысының жылдық орташа объектілік нормасының қарастырылып отырған құрауышы өзінің құрамына ауыстырылатын элементке тікелей жұмсалатын материалдармен бірге элементті ауыстыру технологиясына негізделген материалдарды қамтиды.

8. Q"_ai материалдар шығысының жылдық орташа объектілік нормасының екінші құрауышын есептеу элементі тозған кезде тұтастай ауыстырылмай, оның тораптарын жөндеу жүзеге асырылатын кездегі ахуал үшін жүзеге асырылады.

Объектілік норманың көрсетілген құрауышын есептеу өкіл объектідегі жұмыстардың түрлері және осы Әдістемеге 5-қосымшаның 1 және 2-кестелеріне сәйкес жұмыстардың жөндеуаралық кезеңдерінің ұзақтығы мәндері бойынша материалдар шығысының нормалары негізінде жүзеге асырылады.

Объект элементтеріндегі жұмыстардың түрлері бойынша материалдардың шығысын жылға келтіру олардың мәндерін осы жұмыстарға сәйкес келетін жөндеуаралық кезеңінің ұзақтығына бөлумен жүзеге асырылады.

9. материалдар шығысының жылдық орташа объектілік нормасының екінші құрауышын есептеу үшін мынадай формула ұсынылады:

(4)

мұндағы

– i-ші өкіл объектіде

-ші элементте(торапта) m-видан жұмыстарын орындау кезінде a-материалдың шығыс нормасы, физ. бірл./жылына өлш.бірл.;

– i-ші өкіл объектіде

-ші элементте(торапта) m-видан жұмыстарын орындаудың жөндеуаралық кезеңі;

– i-ші өкіл объектінің өлшем бірлігіне

-ші элементтердің (тораптардың) саны.

10. Q_ai объект-өкіл бірлігіне материалдар шығысының жылдық орташа нормасы Q'_ai және Q"_ai құрауыштарының сомасы ретінде анықталады:

(5)

мұндағы Q'_ai – материалдар шығысының жылдық орташа объектілік нормасының, объектінің өлшем бірліктерімен бір жылға арналған физикалық бірліктердің бірінші құрауышы (бұдан әрі - физ. бірл./объектінің жылына өлш.бірл.);

Q"_ai – материалдар шығысының жылдық орташа объектілік нормасының екінші құрауышы, физ. бірл./объектінің жылына өлш.бірл.).

11. Пайдалану қиын жағдайларда (саз, тау, оқшаулаудың ластануы жоғары аймақтар) орналасқан кіші станциялар үшін объектілік нормаларға түзету коэффициенттері немесе жеке нормалар әзірленеді.

12. Нормалауға жататын материалдардың номенклатурасы жөндеудің технологиялық карталары, жобалау құжаттамасы және кіші станциялардың материалдарына жыл сайынғы өтінімдердің деректері негізінде анықталады.

Кіші станцияларды жөндеу және оларға техникалық қызмет көрсету үшін қажетті материалдардың тізбесі осы Әдістемеге 2-қосымшаға сәйкес келтіріледі.

Трансформаторлық кіші станцияларды жөндеуге арналған материалдардың шығыс нормаларын есептеу үлгісі осы Әдістемеге 4-қосымшаға сәйкес келтіріледі.

13. Энергия тасымалдаушы ұйымның негізгі қорлары баланстық құнының бірлігіне кіші станциялардың жабдығын жөндеу және оған техникалық қызмет көрсету үшін материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесі мыналар үшін қолданылады:

1) жөндеуге материалдар мен бұйымдардың көлемдерін перспективалы жоспарлау;

2) компанияның көптеген құрылымдық бөлімшелерімен бірге тұтас алғанда, ұйым бойынша материалдар мен бұйымдар шығысының шамалап алынған нормасын әзірлеу.

14. Энергия тасымалдаушы ұйымның негізгі қорлары баланстық құнының бірлігіне материалдар мен бұйымдар шығысының нормалары негізгі қорлардың баланстық құнының (бұдан әрі – баланстық құнның бірлігі) 1 миллион теңгесіне әзірленеді.

15. Баланстық құнның бірлігіне материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу үшін бастапқы база ретінде объектінің бірлігіне материалдар мен бұйымдар шығысының нормалары алынады.

16. Баланстық құнның бірлігіне материалдар мен бұйымдар нормаларын есептеу толассыз әдіспен жүргізіледі. Тұтас алғанда, ұйым бойынша Нормаланатын материалдар мен бұйымдардың әрбір түрі бойынша толық жылдық қажеттілік анықталады.

17.

бірлік/жылына миллион теңге (бірл./жылына млн. теңге) материал мен бұйымдар қажеттілігінің (шығысының) нормасын есептеу мына формула бойынша орындалады:

(6)

мұндағы

– энергия тасымалдаушы ұйымның a-материалға немесе бұйымға қажеттілік нормасы;

– тұтас алғанда, энергия тасымалдаушы ұйымның негізгі қорларының баланстық құны;

– энергия тасымалдаушы ұйымның a-материалға немесе бұйымға жылдық есептік қажеттілігі (физ.бірл./жыл).

18.

энергия тасымалдаушы ұйымның a-материалға немесе бұйымға жылдық есептік қажеттілігі мына формула бойынша анықталады:

(7)

мұндағы

– кернеуі 220 кВ қоса алғандағы ВЛ жөндеуге арналған

-материалға немесе бұйымға жылдық есептік қажеттілігі;

– кернеуі 220 кВ қоса алғандағы кіші станцияны жөндеуге арналған

-материалға немесе бұйымға жылдық есептік қажеттілігі;

– таратушы станцияны жөндеуге арналған a-материалға немесе бұйымға жылдық есептік қажеттілігі;

– трансформаторлық кіші станцияны кернеуі жөндеуге арналған

-материалға немесе бұйымға жылдық есептік қажеттілігі.

19. Жоғарыда көрсетілген құрауыштардың әрқайсысының мәндері энергия тасымалдаушы ұйым объектілерінің бірліктері материалдары мен бұйымдарының жылдық орташа шығысының нормалары негізінде есептелетін энергия тасымалдаушы ұйымның

-материалға немесе бұйымға жылдық қажеттілік сомасымен анықталады.

Кіші станция үшін

(физ.бірл./жыл) мына формула бойынша орындалады:

(8)

мұндағы

– i -ші типті КС объектісінің материалы немесе бұйымы;

– i-ші типті кіші станцияның

-материалы немесе бұйымы шығысының жылдық орташа нормасы.

,

,

мәндері осылай есептеледі.

20. Келесі жылға жөндеу-пайдалану мұқтаждары үшін материалдық-техникалық ресурстарға арналған қорларды есептеу жабдықтардың паспорттық сипаттамалардан алынған есепті жылдың 31 желтоқсанындағы жағдай бойынша техникалық жай-күйі мен зақымдануы туралы ақпарат негізінде ағымдағы жылдың шілдесінде жүргізіледі және мына формула бойынша анықталады:

(9)

мұндағы Ф_i – i-ші құрылымдық бөлімшенің қорлары;

V_i^д – есепті жылдың 31 желтоқсанындағы жағдай бойынша i-ші құрылымдық бөлімшенің ақаулы материалының (жабдығының) көлемі;

V_iⁿ – есепті жыл ішінде зақымдалған материалдың (жабдықтың) көлемі;

Т^з – ақаулы материалды ауыстыратын есепті кезең, жыл мына формула бойынша есептеледі:

(10)

мұндағы Ф – n құрылымдық бөлімшелер арасында бөлуге арналған қорлардың көлемі.

21. Үлестік қорларды есептеу мына формула бойынша анықталады:

(11)

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

Кернеуі 110 кВ және одан жоғары кіші станциялардың өзіне тән тобына кіретін өкіл объектілердің үлгілік тізбесі

Қуаттық трансформаторлар, реакторлар.

Ауа ажыратқыштары.

Майлы ажыратқыштар.

Вакуумды ажыратқыштар.

Элегазды ажыратқыштар.

Кернеуді ажыратқыштар.

Бөлгіштер.

Қысқа тұйықтауыштар.

Ілеспе компенсаторлар.

Кернеу трансформаторлары.

Ток тансформаторлары.

Айырғыштар.

Разрядниктер.

Оқшаулағыштар.

Шиналар.

Аккумулятор батареялары.

Түзеткіш құрылғылар.

Элегазды оқшаулағышы бар жиынтықты таратушы құрылғылар.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

Кіші станцияларды жөндеу және оларға қызмет көрсету үшін қажетті материалдар тізбесі

Ток өткізгіш шиналар.

Сым.

Кәбіл.

Оқшаулағыштар.

Профилирленген болат

Кәбілдің ұштары.

Аппараттық және ілмекті қысқыштар.

Тартпалы, ұстап тұрушы және ілмекті арматура.

Разрядниктер.

Балқығыш қондырғылары бар сақтандырғыштар.

Трансформаторлық май.

Силикагель.

Цеолит.

Нитро бояуы.

177-лак

Бакелит лак.

Бензин.

Сілті.

Техникалық майлық.

ЦИАТИМ майы.

Кәбіл мастикасы.

Оқшаулағыш лента.

Кипер лентасы.

Лак-мата.

Тарақты асбест.

ПХВ құбыр

Шайбалары мен бұрандалары бар бұрамалар.

Төмен вольтті арматура.

Электр шамдары.

Қол жуатын паста.

Майға шыдамды нығыздалған резеңке

Ажыратқыштарға сорғыштар мен пышақтар.

Сөндіргіштерге металлкерамика контактілер

Вакуумды сөндіргіштер.

Элегаз сөндіргіштер.

Түзеткіш құрылғылар.

Элегазды оқшаулағышы бар жиынтықты таратушы құрылғылар.

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

1-кесте

Кернеу сыныбы 110кВ екі орамалы күш трансформаторлары

№ р/с	Материалдардың атауы		Өлш.бірл.	Трансформаторлардың қуаты, кВА (ҚҚА және ТКР-мен)
				2500/ 4000	6300/ 10000	16000	25000	32000/ 40000		63000		80000		125000		200000/ 250000		2500/ 4000		6300/ 10000		16000		25000		32000/ 40000		63000		80000		125000		200000/ 250000
				Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
				жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша														Орамдар мен оқшаулауды ауыстырумен
1	2		3	4	5	6	7	8		9		10		11		12		13		14		15		16		17		18		19		20		21
1.	Асбест бұйымдар
1.1.	Асбест баулар		кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1		0,1		0,1		0,15		0,2		0,8		0,8		0,8		1		1		1		1		1,5		1,6
1.2.	Асбест картон		кг	10	10	10	10	10		10		10		10		10		10		10		10		10		15		20		20		25		30
1.3.	Асбест маталар1)		м2	35	40	50	55	60		70		75		80		100		35		40		50		55		60		70		75		80		100
1) Материалдар белсенді бөлік СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91) индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады
2.	Қағаз өнім
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1	А маркалы (цилиндрлерге арналған)		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		200		200		300		340		380		450		470		500		600
2.1.2	Б маркалы (өзге бұйымдар)		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		150		200		320		400		500		600		700		750		800
2.1.3	В маркалы (төсемдер)		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		150		170		210		300		450		500		600		700		800
2.1.4	Г маркалы рулонды		кг	1,5	2	2	3	3		3,5		3,5		4		4		30		30		30		45		45		45		60		60		60
2.2.	КВМ-1202) кәбіл қағазы		кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3		0,35		0,4		0,45		0,5		2		2		2		2		2		2		2		2		2
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы		кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3		0,35		0,4		0,45		0,5		1,8		1,8		1,8		1,8		1,8		1,8		1,8		1,8		1,8
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1202) қағазы		кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3		0,35		0,4		0,45		0,5		2		2		2		2		2		2		2		2		2
1) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген 2) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 10 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		1200		2600		4200		7000		10500		11500		13400		11000		28500
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың	м	420	420	480	520	520		520		530		480		520		420		420		480		520		520		520		530		480		520
		қапталмаған бактың	м	310	310	350	380	380		380		380		340		370		310		310		350		380		380		380		380		340		370
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)		м	-	-	-	-	-		-		-		-		-		20		20		25		35		45		65		85		120		-
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)		м	12	12	12	12	12		12		12		12		12		12		12		12		12		12		12		12		12		12
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Сымдар ұзындығы барлық бұрмаларды ауыстыруға келтірілген. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. Қуаты 16-80 МВА трансформаторлар үшін кестеде көрсетілген мәндерге 190 м-ге РО орам бұрмаларының ұзындығын қосу қажет. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар		кг	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5		0,5
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		6		15		20		35		53		55		65		55		130
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар		кг	1	1,25	1,25	1,3	1,4		1,6		1,8		2		2,5		4		5		5		5,2		5,6		6,5		7		8		10
4.4.	ПФ-115 эмальдар		кг	20	25	25	26	28		30		35		40		50		20		25		25		26		28		30		35		40		50
4.5.	Тегістегіштер		кг	4	5	5	5,2	5,6		6,5		7		8		10		4		5		5		5,2		5,6		6,5		7		8		10
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш		кг	6	7,5	7,5	7,8	8,4		9,8		10,5		12		15		6		7,5		7,5		7,8		8,4		9,8		10,5		12		15
4.7.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш		кг	1,5	1,5	2	2,6	4		4		4		4,5		5		1,5		1,5		2		2,6		4		4		4		4,5		5
4.8.	КФ-965 лак		кг	Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	ЛБС бакелит лактар		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		3,5		4,6		7		9,5		11,5		14		16,5		17,5		18,5
1) ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 15 м-ге ұлғайту қажет. ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 1200 м-ге ұлайту қажет. Жасаушы зауыттың технологиясына сәйкес сымдарды сіңдіру үшін. Реттеуші сымдарды сіңдіру үшін ұсынылады. Лак шығысы орны бойынша анықталады.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар		кг	7	7	7	10	10		15		15		15		20		7		7		7		10		10		15		15		15		20
5.2.	Алтықырлы сомындар		кг	2,5	2,5	2,5	3,5	3,5		5		5		5		7		2,5		2,5		2,5		3,5		3,5		5		5		5		7
5.3.	Сым шегелері		кг	1,5	1,5	1,5	2	2		2		2,5		2,5		3		1,5		1,5		1,5		2		2		2		2,5		2,5		3
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)		кг	6700	14500	15000	18000	23500		26000		28000		29000		31000		6700		14500		15000		18000		23500		26000		28000		29000		31000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай		кг	4	4	4	4	5		5		5		5		5		7		7		7		7		10		10		10		10		10
6.3.	Жақпамай, майлы солидол		кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
6.4.	Қатты мұнай парафиндері		кг	-	-	-	-	-		-		-		-		-		0,4		0,4		0,4		0,5		0,6		0,6		0,8		0,8		1
6.5.	Уайт-спирит		кг	2,5	2,5	3	3	3,5		3,5		4		4,5		4,5		2,5		2,5		3		3		3,5		3,5		4		4,5		4,5
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар1)		м3	0,2	0,2	0,25	0,25	0,3		0,3		0,3		0,4		0,5		0,2		0,2		0,25		0,25		0,3		0,3		0,3		0,4		0,5
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар		кг	200	200	220	220	220		250		250		350		450		200		200		220		220		220		250		250		350		450
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)		кг	1,3	1,3	1,5	1,5	1,5		1,5		1,8		1,8		1,8		1,3		1,3		1,5		1,5		1,5		1,5		1,8		1,8		1,8
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең		м	35	35	35	40	45		50		60		70		80		35		35		35		40		45		50		60		70		80
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)		кг	2	2	2,5	2,5	3		3		3,5		3,5		3,5		2		2		2,5		2,5		3		3		3,5		3,5		3,5
9.4.	Полиэтилен үлбір		м2	-	-	-	-	-		-		-		-		-		30		30		40		40		45		50		60		70		100
9.5.	Қарағай шайыры		кг	0,3	0,4	0,4	0,5	0,6		0,6		0,8		0,8		0,8		0,4		0,4		0,6		0,6		0,8		0,8		1		1,2		1,4
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)		кг	0,1	0,1	0,2	0,3	0,35		0,4		0,5		0,5		0,55		0,3		0,4		0,6		0,8		1		1,2		1,4		1,5		1,6
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы		кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Ауыстыру қажет болған кезде жүзеге асырылсын. 2) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 3) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
10.1.	УМ трансформатор-ларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)		кг	4	4,5	5,5	5,5		6		6		7		7		10		4		4,5		5,5		5,5		6		6		7		7		10
10.1.2.	бума резеңке1)		кг	15	15	15	15		15		20		25		30		35		15		15		15		15		15		20		25		30		35
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)		дана	4	4	4	7		7		7		13		13		13		4		4		4		7		7		7		13		13		13
10.1.4.	Резеңке төсемдер1,2)	"Д"	дана	6	8	16	20		24		28		28		-		-		6		8		16		20		24		28		28		-		-
		"ДЦ"	дана	-	-	-	-		-		-		-		10		14		-		-		-		-		-		-		-		10		14
10.2.	88 СА желімі		кг	0,5	0,6	0,65	0,7		0,7		0,7		0,8		1,4		1,6		0,5		0,6		0,65		0,7		0,7		0,7		0,8		1,4		1,6
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек		кг	2	2	3	3		4		4		5		5		5		4		4		6		6		8		8		10		10		10
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата 1)		м	1	1,10	1,2	1,3		1,5		1,6		1,7		1,8		2		5		5		5		5		7		10		12		12		12
11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1.	киперлі ЛЭ 20-24 м/м		м	10	10	12	13		15		15		17		20		25		200		200		250		270		300		300		350		400		500
11.3.2.	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)		м	15	15	20	30		46		80		120		150		150		150		150		200		300		460		800		1200		1500		1500
12.	Химикаттар
12.1.	Бура		кг	0,02	0,02	0,02	0,025		0,025		0,03		0,03		0,03		0,03		0,04		0,04		0,04		0,05		0,05		0,06		0,06		0,06		0,06
12.2.	Техникалық силикагель		кг	70	145	150	180		235		260		280		290		310		70		145		150		180		235		260		280		290		310
12.3.	Силикагель-индикатор		кг	0,2	0,2	0,2	0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді		кг	0,2	0,2	0,25	0,25		0,3		0,3		0,35		0,4		0,45		0,4		0,4		0,5		0,5		0,6		0,6		0,7		0,8		0,9
12.5.	Техникалық ацетон		кг	1	1	1	1,5		1,5		1,5		2		2		2		2		2		2		3		3		3		4		4		4
13.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)		кг	0,1	0,1	0,2	0,3		0,4		0,8		1,3		1,7		3,5		0,2		0,2		0,4		0,6		0,8		1,6		2,6		3,4		7
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3)		кг	0,05	0,05	0,05	0,08		0,08		0,12		0,17		0,17		0,2		0,8		0,8		0,8		1,2		1,2		1,8		2,5		2,5		3
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер4)		кг	0,16	0,16	0,16	0,16		0,16		0,14		0,13		0,1		0,1		1,6		1,6		1,6		1,6		1,6		1,4		1,3		1,2		1,1
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар		кг	-	-	-	-		-		-		-		-		-		0,2		0,2		0,2		0,25		0,25		0,25		0,3		0,3		0,5
1) Материалдар белсенді бөлікте СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91) индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 3) Қуаты 63-250 МВА трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 4) Дәнекерлеу шығысы 110 кВ енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1.	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс		кг	10	10	10	10		10		10		10		10		10		10		10		10		10		10		10		10		10		10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер		кг	2	2	2,5	2,5		2,5		3		3		3		3		4		4		5		5		5		6		6		6		6

2-кесте

Кернеу сыныбы 110кВ үш орамалы күш трансформаторлары

№ р/с	Материалдардың атауы		Өлш.бірл.	Трансформаторлардың қуаты, кВА (ҚҚА және ТКР-мен)
				6300	10000	16000	25000	40000	63000	80000	6300	10000	16000	25000	40000	63000	80000
				Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
				жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша							орамдар мен оқшаулауды ауыстырумен
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	26	17
1.	Асбест бұйымдар
1.1.	Асбест баулар		кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	1	1	1	1	2	2	2
1.2.	Асбест картон		кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	15	20	20
1.3.	Асбест маталар КАОН		м2	50	55	65	70	75	80	90	50	55	65	70	75	80	90
2.	Қағаз өнім
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	26	17
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1	А маркалы (цилиндрлерге арналған)		кг	-	-	-	-	-	-	-	200	240	400	450	500	650	700
2.1.2.	Б маркалы (өзге бұйымдар)		кг	-	-	-	-	-	-	-	250	300	400	500	650	800	1000
2.1.3.	В маркалы (төсемдер)		кг	-	-	-	-	-	-	-	150	190	300	400	450	600	700
2.1.4.	Г маркалы рулонды		кг	1,75	2	2	2	2,75	2,75	3,5	35	40	40	40	55	55	70
2.2.	КВМ-120 кәбіл қағаз1,2)		кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы		кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1202) қағазы		кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
1) Материалдар белсенді бөлікте СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91) индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 10 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)		кг	-	-	-	-	-	-	-	3400	4500	7300	9500	13000	18000	20000
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың	м	380	400	450	490	500	480	510	380	400	450	490	500	480	510
		қапталмаған бактың	м	270	300	320	350	360	340	370	270	300	320	350	360	340	370
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)		м	-	-	-	-	-	-	-	28	28	35	45	65	80	100
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)		м	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Сымдар ұзындығы барлық бұрмаларды ауыстыруға келтірілген. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. Қуаты 16-80 МВА трансформаторлар үшін кестеде көрсетілген мәндерге 190 м-ге тең РО орам бұрмаларының ұзындығын қосу қажет. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар		кг	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)		кг	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	17	22,5	36,5	47,5	75	90	100
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар		кг	1	1	1,5	1,5	1,5	2	2	4	5	6	6	6	7	8
4.4.	ПФ-115 эмальдар		кг	20	25	30	30	30	35	40	20	25	30	30	30	35	40
4.5.	Тегістегіштер		кг	1	1	1,5	1,5	1,5	2	2	4	5	6	6	6	7	8
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш		кг	7	8	10	10	10	12	14	7	8	10	10	10	12	14
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	26	17
4.7.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш		кг	2	3	3	3	3	4	5	2	3	3	3	3	4	5
4.8.	КФ-965 лак		кг	Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	ЛБС бакелит лактар		кг	-	-	-	-	-	-	-	6	7	9,5	12	17	24	28
ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 18 м-ге ұлғайту қажет. ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 1400 м-ге ұлайту қажет. Жасаушы зауыттың технологиясына сәйкес сымдарды сіңдіру үшін. Реттеуші сымдарды сіңдіру үшін ұсынылады. Лак шығысы орны бойынша анықталады.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар		кг	10	10	10	10	13	18	18	10	10	10	10	13	18	18
5.2.	Алтықырлы сомындар		кг	3	3	3	3	4	5	5	3	3	3	3	4	5	5
5.3.	Сым шегелері		кг	2	2	2	2,5	2,5	3	3	2	2	2	2,5	2,5	3	3
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)		кг	18000	19000	21000	24000	35000	36000	38000	18000	19000	21000	24000	35000	36000	38000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай		кг	4	4	4	5	5	5	5	7	7	7	10	10	10	10
6.3.	Жақпамай, майлы солидол		кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
6.4.	Қатты мұнай парафиндері		кг	-	-	-	-	-	-	-	0,5	0,5	0,6	0,7	1	1	1,2
6.5.	Уайт-спирит		кг	3	3	3,5	3,5	4	5	5	3	3	3,5	3,5	4	5	5
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар1)		м3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,5	0,5	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,5	0,5
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар		кг	200	200	200	250	250	300	350	200	200	200	250	250	300	350
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)		кг	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең		м	40	45	45	50	55	60	70	40	45	45	50	55	60	70
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)		кг	2,5	2,5	2,5	4	4	4,5	5	2,5	2,5	2,5	4	4	4,5	5
9.4.	Полиэтилен үлбір		м2	-	-	-	-	-	-	-	40	45	55	65	85	95	110
9.5.	Қарағай шайыры		кг	0,3	0,4	0,4	0,5	0,6	0,6	0,8	0,4	0,5	0,6	0,8	1	1,2	1,5
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)		кг	0,1	0,1	0,2	0,3	0,35	0,4	0,5	0,6	0,8	1	1,4	1,4	2,0	2,3
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы		кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Ауыстыру қажет болған кезде жүзеге асырылсын. 2) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 3) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	26	17
10.1.	УМ трансформаторларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)		кг	4,5	5	6	6	6,5	6,5	7,5	4,5	5	6	6	6,5	6,5	7,5
10.1.2.	бума резеңке1)		кг	20	20	20	20	20	25	30	20	20	20	20	20	25	30
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)		дана	8	8	8	11	11	11	17	8	8	8	11	11	11	17
10.1.4.	резеңке төсемдер1,2)	"Д"	дана	12	16	20	16	20	32	30	12	16	20	16	20	32	30
		"ДЦ"	дана	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
10.2.	88 СА желімі		кг	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9	0,95	1	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9	0,95	1
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек		кг	2	2	3	3	4	4	5	4	4	6	6	8	8	10
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата 1)		м	1	1	1,5	1,5	1,5	2	2	6	6	6	6	8	10	13
11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1.	киперлі ЛЭ 20-24 м/м		м	12,5	12,5	15	15	17,5	17,5	20	250	250	300	300	350	350	400
11.3.2.	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)		м	23	23	37	37	54	86	130	230	230	370	370	540	860	1000
12.	Химикаттар
12.1.	Бура		кг	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,04	0,04	0,06	0,06	0,07	0,07	0,07	0,08	0,08
12.2.	Техникалық силикагель		кг	180	190	210	240	350	360	380	180	190	210	240	350	360	380
12.3.	Силикагель-индикатор		кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді		кг	0,2	0,2	0,2	0,25	0,25	0,3	0,35	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,8
12.5.	Техникалық ацетон		кг	1,5	1,5	1,5	2	2	2	3	2,5	2,5	2,5	2,5	3,5	4,5	4,5
13.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)		кг	0,12	0,12	0,2	0,3	0,5	0,8	1	0,25	0,25	0,45	0,65	1	1,7	3,0
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3)		кг	0,06	0,06	0,06	0,1	0,1	0,2	0,3	1	1	1	1,4	1,4	2	2,7
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер4)		кг	0,16	0,16	0,16	0,16	0,16	0,14	0,13	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,4	1,3
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар		кг	-	-	-	-	-	-	-	0,25	0,25	0,25	0,3	0,3	0,3	0,35
1) Материалдар белсенді бөлікте СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91) индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 3) Қуаты 63-250 МВА трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 4) Дәнекерлеу шығысы 110 кВ енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1.	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс		кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер		кг	2	2,5	2,5	2,5	3	3	3	4	5	5	5	6	6	6

3-кесте

Кернеу сыныбы 150кВ екі және үш орамалы күш трансформаторлары

р/с	Материалдар атауы			Өлшем бірлігі	Трансформаторлардың қуаты, кВА (ҚҚА және ТКР-мен)
					16000/ 25000	32000/ 40000	63000	90000/ 125000	250000	16000/ 25000	32000/ 40000	63000	90000/ 125000	250000
					Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
					жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша					орамдар мен оқшаулауды ауыстырумен
1	2			3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Асбест бұйымдар
1.1.	Асбест баулар			кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	1	1	2	2	3
1.2.	Асбест картон			кг	10	10	10	10	10	10	15	20	25	30
1.3.	Асбест маталар1)			м2	70	75	85	95	110	70	75	85	95	110
2.	Қағаз өнім
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1.	А маркалы (цилиндрлерге арналған)			кг	-	-	-	-	-	500	600	700	750	800
2.1.2.	Б маркалы (өзге бұйымдар)			кг	-	-	-	-	-	600	700	800	1000	1500
2.1.3.	В маркалы (төсемдер)			кг	-	-	-	-	-	500	550	650	750	850
2.1.4.	Г маркалы рулонды			кг	2	2	2,5	3,5	5	45	45	50	70	80
2.2.	КВМ-120 кәбіл қағаз1,2)			кг	0,2	0,2	0,2	0,4	0,6	3	3	3	3	3
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы			кг	0,2	0,2	0,2	0,4	0,6	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1202) қағазы			кг	0,2	0,2	0,2	0,4	0,6	3	3	3	3	3
1) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 10 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім			Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)			Оқшаулайтын сымдар1)	-	-	-	-	-	10000	15000	20000	24000	28000
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):			Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың		м	550	550	570	540	560	550	550	570	540	560
		қапталмаған бактың		м	360	360	380	350	390	360	360	380	350	390
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)			Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)	-	-	-	-	-	50	70	85	100	260
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)			Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Сымдар ұзындығы барлық бұрмаларды ауыстыруға келтірілген. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. ТКР бар трансформаторлар үшін кестеде көрсетілген мәндерге 190 м-ге тең РО орам бұрмаларының ұзындығын қосу қажет. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар			кг	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)			кг	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар			кг	1,5	1,5	2	2	2	7	7	8	10	12
4.4.	ПФ-115 эмальдар			кг	35	35	40	50	60	35	35	40	50	60
4.5.	Тегістегіштер			кг	1,8	1,8	2	2,5	3	7	7	8	10	12
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш			кг	11	11	13	17	20	11	11	13	17	20
4.7.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш			кг	4	4	4,5	5	7	4	4	4,5	5	7
4.8.	КФ-965 лак			кг	Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	ЛБС бакелит лактар			кг	-	-	-	-	-	10	13	18	28	36
ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 20 м-ге ұлғайту қажет. ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 1600 м-ге ұлайту қажет.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар			кг	11	14	16	20	22	11	14	16	20	22
5.2.	Алтықырлы сомындар			кг	4,0	4,0	5,0	6,5	7	4	4	5	6,5	7
5.3.	Сым шегелері			кг	3,0	3	4	4	4	3	3	4	4	4
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)			кг	25000	30000	38000	40000	42000	25000	30000	38000	40000	42000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай			кг	4	4	5	5	5	7	7	10	10	10
6.3.	Жақпамай, майлы солидол			кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
6.4.	Қатты мұнай парафиндері			кг	-	-	-	-	-	0,7	0,8	1	1	1,2
6.5.	Уайт-спирит			кг	3,5	3,5	4	5	5	3,5	3,5	4	5	5
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар			м3	0,3	0,4	0,5	0,5	1,5	0,3	0,4	0,5	0,5	1,5
1	2			3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар			кг	210	250	320	370	500	210	250	320	370	420
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)			кг	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең			м	55	60	65	75	85	55	60	65	75	85
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)			кг	4,5	4,5	5	5,5	6	4,5	4,5	5	5,5	6
9.4.	Полиэтилен үлбір			м2	-	-	-	-	-	75	85	95	110	150
9.5.	Қарағай шайыры			кг	0,6	0,8	0,8	1,3	1,8	0,8	1	1	1,5	2
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)			кг	0,5	0,6	0,7	0,8	1	1,6	1,8	2	2,5	3
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы			кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Ауыстыру қажет болған кезде жүзеге асырылсын. 2) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 3) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
10.1.	УМ трансформаторларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)			кг	6,5	7	7	8	10	6,5	7	7	8	10
10.1.2.	бума резеңке			кг	25	25	30	35	45	25	25	30	35	45
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)			дана	7	7	10	16	16	7	7	10	16	16
10.1.4.	резеңке төсемдер1,2)		"Д"	дана	10	22	26	30	32	10	22	26	30	32
			"ДЦ"	дана	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
10.2.	88 СА желімі			кг	0,85	0,9	1	1,2	1,5	0,85	0,9	1	1,2	1,5
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек			кг	3	3	4	5	6	6	6	8	10	12
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата 1)			м	1,5	1,5	2	2	2,5	7	7	8	13	20
11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1.	киперлі ЛЭ 20-24 м/м			м	17,5	17,5	20	22,5	25	350	350	400	450	500
11.3.2.	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)			м	40	50	80	100	120	400	500	800	1000	1200
12.	Химикаттар
12.1.	Бура			кг	0,03	0,03	0,04	0,04	0,05	0,07	0,07	0,08	0,08	0,1
12.2.	Техникалық силикагель			кг	250	300	380	400	420	250	300	380	400	420
1	2			3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
12.3.	Силикагель-индикатор			кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді			кг	0,2	0,25	0,25	0,3	0,35	0,7	0,8	0,9	1	1,2
12.5.	Техникалық ацетон			кг	1,5	2	2	2	3	3	3	4	5	5
3.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)			кг	0,3	0,4	0,7	1	2	0,8	1,2	2	3	6
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3)			кг	0,1	0,1	0,15	0,2	0,3	1,5	1,8	2,2	3	3,5
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер4)			кг	0,16	0,16	0,14	0,13	0,2	1,6	1,6	1,4	1,3	2
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар			кг	-	-	-	-	-	0,3	0,3	0,3	0,35	0,4
1) Материалдар белсенді бөлікте СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91) индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 3) Қуаты 63-250 МВА трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 4) Дәнекерлеу шығысы 110 кВ енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1.	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс			кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер2)			кг	3	3,5	3,5	3,5	5	6	7	7	7	10

4-кесте

Кернеу сыныбы 220 кВ екі және үш орамалы күш трансформаторлары

р/с	Материалдар атауы		Өлшем бірлігі		Трансформаторлардың қуаты, кВА (ҚҚА және ТКР-мен)
				25000	32000/ 40000	63000/ 80000	100000/ 125000	160000/ 200000	250000		400000/ 630000	25000	32000/ 40000	63000/ 80000		100000/ 125000		160000/ 200000	250000	400000/ 630000
				Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
				жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша									орамдар мен оқшаулауды ауыстырумен
1	2		3	4	5	6	7	8	9		10	11	12	13		14		15	16	17
1.	Асбест бұйымдар
1.1	Асбест баулар		кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1		0,12	1,0	1,5	1,5		2		2,5	3	3,5
1.2.	Асбест картон		кг	10	10	10	10	10	10		10	12	15	15		20		25	30	40
1.3.	Асбест маталар1)		м2	70	75	80	90	100	110		130	70	75	80		90		100	110	130
2.	Қағаз өнім
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1	А маркалы (цилиндрлерге арналған)		кг	-	-	-	-	-	-		-	500	600	900		1000		1100	1200	1400
2.1.2	Б маркалы (өзге бұйымдар)		кг	-	-	-	-	-	-		-	800	1000	1200		1300		1400	1500	2000
2.1.3	В маркалы (төсемдер)		кг	-	-	-	-	-	-		-	600	700	750		800		850	900	1200
2.1.4	Г маркалы рулонды		кг	5	5	6	6	6	7		7	50	60	70		80		80	80	90
2.2.	КВМ-120 кәбіл қағаз1,2)		кг	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3		0,4	5	5	5		5		5	5	6
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы		кг	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3		0,4	4,5	4,5	4,5		4,5		4,5	4,5	5
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1202) қағазы		кг	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3		0,4	5	5	5		5		5	5	6
1) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 10 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)		кг	-	-	-	-	-	-		-	12000	16000	21000		24000		28000	30000	42000
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың	м	500	550	520	480	510	470		580	500	550	520		480		510	470	580
		қапталмаған бактың	м	350	370	330	310	300	290		350	350	370	330		310		300	290	350
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)		м	-	-	-	-	-	-		-	20	20	40		80		-	-	-
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)		м	20	20	20	40	40	60		60	20	20	20		40		40	60	60
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Сымдар ұзындығы барлық бұрмаларды ауыстыруға келтірілген. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. ТКР бар трансформаторлар үшін кестеде көрсетілген мәндерге 190 м-ге тең РО орам бұрмаларының ұзындығын қосу қажет. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар		кг	1	1	1	1	1	1		1	1	1	1		1		1	1	1
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)		кг	-	-	-	-	-	-		-	-	-	-		-		-	-	-
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар		кг	2	2	2	2	2,5	3		3	8	8	9		10		11	13	16
4.4.	ПФ-115 эмальдар		кг	40	40	45	50	55	65		80	40	40	45		50		55	65	80
4.5.	Тегістегіштер		кг	2	2	2	2	2,5	3		3	8	8	9		10		11	13	16
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш		кг	10	12	13,5	15	17,5	22		24	10	12	13,5		15		17,5	22	24
4.7.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш		кг	4	4	5	5,5	6	6,5		7	4	4	5		5,5		6	6,5	7
4.8.	КФ-965 лак		кг		Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	ЛБС бакелит лактар		кг	-	-	-	-	-	-		-	22	25	30		32		35	40	50
1) ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 00 м-ге ұлғайту қажет. 2) ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 500 м-ге ұлайту қажет.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар		кг	14	16	18	20	22	24		26	14	16	18		20		22	24	26
5.2.	Алтықырлы сомындар		кг	5	5	6	7	7,5	8		8,5	5	5	6		7		7,5	8	8,5
5.3.	Сым шегелері		кг	3	3	3	4	4	4		5	3	3	3		4		4	4	5
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)		кг	2000	25000	38500	50000	60000	62500		70000	20000	25000	38500		50000		60000	62500	70000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай		кг	4	4	4	5	5	5		5	7	7	7		10		10	10	10
6.3.	Жақпамай, майлы солидол		кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
1	2		3	4	5	6	7	8	9		10	11	12	13		14		15	16	17
6.4.	Қатты мұнай парафиндері		кг	-	-	-	-	-	-		-	0,9	0,9	1,1		1,2		1,35	1,4	1,5
6.5.	Уайт-спирит		кг	4	4	4	5	5	5,5		6	4	4	4		5		5	5,5	6
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар		м3	0,9	0,9	0,9	0,9	0,95	1,2		1,2	0,9	0,9	0,9		0,9		0,95	1,2	1,2
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар		кг	250	270	350	370	400	450		500	250	270	350		370		400	450	500
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)		кг	2	2	2	2	2,5	2,5		2,5	2	2	2		2		2,5	2,5	2,5
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең		м	60	65	70	80	85	90		95	60	65	70		80		85	90	95
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)		кг	5	5	6,5	7,5	8	8		9	5	5	6,5		7,5		8	8	9
9.4.	Полиэтилен үлбір		м2	-	-	-	-	-	-		-	100	100	120		150		175	200	220
9.5.	Қарағай шайыры		кг	0,1	0,1	0,1	0,15	0,15	0,2		0,25	1	1	1		1,5		1,5	2	2,5
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)		кг	0,6	0,7	0,8	0,9	1	1,2		1,3	2	2	2,4		2,8		3	3,5	4
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы		кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Ауыстыру қажет болған кезде жүзеге асырылсын. 2) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 3) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
10.1.	УМ тансформатор-ларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)		кг	14	14	14	16	18	18	30		14	14	16		16		18	18	30
10.1.2.	бума резеңке		кг	20	25	30	35	40	45	45		20	25	30		35		40	45	45
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)		шт	6	6	12	12	12	12	12		6	6	12		12		12	12	12
10.1.4.	резеңке төсемдер1,2)	"Д"	шт	18	18	-	-	-	-	-		18	18	-		-		-	-	-
		"ДЦ"	шт	-	-	20	22	24	26	28		-	-	20		22		24	26	28
10.2.	Резеңке желім 88 СА		кг	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,6	1,8		1,0	1,1	1,2		1,3		1,4	1,6	1,8
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек		кг	4	4	4	5	6	7		8	8	8	8	10		12		14	16
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата 1)		м	2	2	2	2	3	5		6	15	15	20	25		30		40	45
11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1.	киперлі ЛЭ 20-24 м/м		м	20	20	20	20	25	27,5		32,5	400	400	400	400		500		550	650
11.3.2.	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)		м	50	55	60	80	100	120		130	500	550	600	800		1000		1200	1300
12.	Химикаттар
12.1.	Бура		кг	0,15	0,15	0,15	0,15	0,2	0,2		0,2	0,3	0,3	0,3	0,3		0,4		0,4	0,4
12.2.	Техникалық силикагель		кг	200	250	385	500	600	620		700	200	250	385	500		600		620	700
12.3.	Силикагель-индикатор		кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2		0,2	0,2	0,2	0,2	0,2		0,2		0,2	0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді		кг	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,5		0,5	0,9	0,9	1	1,1		1,2		1,4	1,6
12.5.	Техникалық ацетон		кг	1,5	1,5	1,5	1,5	2	3		3	4	4	4,5	5		5,5		6	7
13.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)		кг	-	-	-	-	-	-		-	2	2	4	6		7		8	10
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3)		кг	0,3	0,3	0,3	0,4	0,4	0,4		0,5	1	1	1,2	1,4		1,5		1,6	1,7
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер4)		кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,3		0,3	1,6	1,6	1,8	2		2,2		2,5	2,7
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар		кг	-	-	-	-	-	-		-	0,3	0,3	0,3	0,35		0,4		0,45	0,5
1) Материалдар белсенді бөлікте СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91) индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 3) Қуаты 63-250 МВА трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 4) Дәнекерлеу шығысы 220 кВ енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1.	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс		кг	10	10	10	10	10	10	10		10	10	10	10		10		10	10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер2)		кг	4	4	4,5	5	5,5	6	7		7	8	9	10		11		12	14

5-кесте

Кернеу сыныбы 330 кВ екі және үш орамалы күш трансформаторлары

№ р/с	Материалдар атауы		Өлшем бірлігі	Трансформаторлардың қуаты, кВА (ҚҚА және ТКР-мен)
				125000	250000	400000 және одан жоғары	125000	250000	400000 және одан жоғары
				Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
				жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша			орамдар мен оқшаулауды ауыстырумен
1	2		3	4	5	6	7	8	9
1.	Асбест бұйымдар
1.1.	Асбест баулар		кг	0,1	0,1	0,1	2	3	3,5
1.2.	Асбест картон		кг	10	10	10	20	30	40
1.3.	Асбест маталар1)		м2	100	120	140	100	120	140
2.	Қағаз өнім
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1	А маркалы (цилиндрлерге арналған)		кг	-	-	-	1400	1500	1800
2.1.2.	Б маркалы (өзге бұйымдар)		кг	-	-	-	1500	2000	2200
2.1.3.	В маркалы (төсемдер)		кг	-	-	-	900	1000	1100
2.1.4.	Г маркалы рулонды		кг	6	7	7	80	80	90
2.2.	КВМ-120 кәбіл қағаз1,2)		кг	0,3	0,3	0,4	5	5	6
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы		кг	0,3	0,3	0,4	4,5	4,5	5
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1202) қағазы		кг	0,3	0,3	0,4	5	5	6
1) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 10 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)		кг	-	-	-	26000	39000	62000
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың	м	640	560	520	640	560	520
		қапталмаған бактың	м	400	340	320	400	340	320
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)		м	-	-	-	-	-	-
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)		м	30	42	90	30	42	90
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Бұрмалар мыс шиналар мен құбырлардан жасалған. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. ТКР бар трансформаторлар үшін РО орамы бұрмаларының жиынтық ұзындығы 36 м құрайды. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар		кг	1	1	1	1	1	1
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)		кг	-	-	-	-	-	-
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар		кг	3	3	4	14	16	18
4.4.	ПФ-115 эмальдар		кг	70	80	90	70	80	90
4.5.	Тегістегіштер		кг	3	4	4,5	14	16	18
1	2		3	4	5	6	7	8	9
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш		кг	21	24	27	21	24	27
4.7.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш		кг	7	8	9	7	8	9
4.8.	КФ-965 лак		кг	Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	ЛБС бакелит лактар		кг	-	-	-	35	45	50
1) ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 10 м-ге ұлғайту қажет. 2) ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 500 м-ге ұлайту қажет.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар		кг	20	24	26	20	24	26
5.2.	Алтықырлы сомындар		кг	7	8	8,5	7	8	8,5
5.3.	Сым шегелері		кг	4	4	5	4	4	5
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)		кг	50000	56000	65000	50000	56000	65000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай		кг	4	4,5	5	5	6	7
6.3.	Жақпамай, майлы солидол		кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
6.4.	Қатты мұнай парафиндері		кг	-	-	-	1,2	1,4	1,5
6.5.	Уайт-спирит		кг	5	5,5	6	5	5,5	6
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар		м3	0,9	1,2	1,3	0,9	1,2	1,3
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар		кг	400	470	500	400	470	500
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)		кг	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең		м	85	95	100	85	95	100
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)		кг	8	9	10	8	9	10
9.4.	Полиэтилен үлбір		м2	-	-	-	190	200	220
9.5.	Қарағай шайыры		кг	0,15	0,2	0,25	1,5	2	2,5
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)		кг	1	1,3	1,5	3	4	4,5
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы		кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Ауыстыру қажет болған кезде жүзеге асырылсын. 2) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 3) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
10.1.	УМ тансформатор-ларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)		кг	17	17	20	17	17	20
10.1.2.	бума резеңке		кг	37	38	40	37	38	40
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)		дана	12	12	12	12	12	12
10.1.4.	резеңке төсемдер1,2)	"Д"	дана	-	-	-	-	-	-
		"ДЦ"	дана	18	18	22	18	18	22
10.2.	Резеңке желім 88 СА		кг	1,8	1,8	2	1,8	1,8	2
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек		кг	4	5	6	20	25		30
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата		м	3	3	6	30	45		50

11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1.	киперлі ЛЭ 20-24 м/м	м	22,5	30	35	450	600	700
11.3.2.	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)	м	50	50	50	500	500	500
12.	Химикаттар
12.1.	Бура	кг	0,15	0,2	0,25	0,3	0,4	0,5
12.2.	Техникалық силикагель	кг	500	560	650	500	560	650
12.3.	Силикагель-индикатор	кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді	кг	0,3	0,5	0,7	1	1,5	2
12.5.	Техникалық ацетон	кг	1,5	2	3	5	6	7
13.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)	кг	-	-	-	4	5	6
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3,4)	кг	0,5	0,5	0,6	1,4	1,6	1,7
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер	кг	0,2	0,2	0,2	1,2	1,4	1,6
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар	кг	-	-	-	0,35	0,45	0,5
1) Материалдар белсенді бөлікте индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 3) Қуаты 63-250 МВА трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 4) Дәнекерлеу шығысы 300 кВ және 110кВ енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1.	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс	кг	10	10	10	10	10	10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер2)	кг	5	6	7	10	12	14

6-кесте

Кернеу сыныбы 500 кВ екі және үш орамалы күш трансформаторлары

№ р/с	Материалдар атауы			Өлшем бірлігі	Трансформаторлардың қуаты, кВА (ҚҚА және ТКР-мен)
					125000	1670001)	2670001)	250000	400000	630000 және одан жоғары	125000	1670001)	2670001)	250000	400000	630000 және одан жоғары
					Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
					жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша						жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша
1	2			3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1.	Асбест бұйымдар
1.1.	Асбест баулар			кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	2	2,5	2,5	3	3,5	4
1.2.	Асбест картон			кг	10	10	10	10	10	10	20	25	25	30	40	50
1.3.	Асбест маталар			м2	100	70	80	120	140	150	100	70	80	120	140	150
2.	Қағаз өнім
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1.	А маркалы (цилиндрлерге арналған)			кг	-	-	-	-	-	-	900	1000	1100	1300	1400	1500
2.1.2.	Б маркалы (өзге бұйымдар)			кг	-	-	-	-	-	-	2500	3200	3500	3600	3700	3800
2.1.3.	В маркалы (төсемдер)			кг							800	900	1000	1300	1400	1500
2.1.4.	Г маркалы рулонды			кг	2	2,5	2,5	5	5	5	100	50	70	150	150	150
2.2.	КВМ-120 кәбіл қағаз1,2)			кг	0,3	0,1	0,1	0,3	0,4	0,5	5	1	1,5	5	6	6,5
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы			кг	0,3	0,1	0,1	0,3	0,4	0,5	4,5	1,5	2	5	6	7
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1202) қағазы			кг	0,3	0,1	0,1	0,3	0,4	0,5	4,5	1,5	2	5	6	7
1) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 5 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)			кг	-	-	-	-	-	-	20000	22000	26000	26000	37400	52000
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың		м	640	580	570	500	500	500	640	580	570	500	500	500
		қапталмаған бактың		м	400	375	360	340	340	340	400	375	360	340	340	340
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)			м	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)			м	21	23	30	42	42	63	21	23	30	42	42	63
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Бұрмалар мыс шиналар мен құбырлардан жасалған. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. ТКР бар трансформаторлар үшін РО орамы бұрмаларының жиынтық ұзындығы 10 м құрайды. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар			кг	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)			кг	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар			кг	1,5	2	2,5	3,5	4	4	9	10	12	14	16	16
4.4.	ПФ-115 эмальдар			кг	45	50	60	70	80	80	45	50	60	70	80	80
4.5.	Тегістегіштер			кг	2	2,5	3	4	5	5	9	10	12	14	16	16
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш			кг	12	15	18	21	24	24	12	15	18	21	24	24
4.7.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш			кг	6	7,5	9	10	12	12	6	7,5	9	10	12	12
4.8.	КФ-965 лак			кг	Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	ЛБС бакелит лактар			кг	-	-	-	-	-	-	58	75	80	83	85	88
1) ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 10 м-ге ұлғайту қажет. 2) ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 100 м-ге ұлайту қажет.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар			кг	20	15	18	24	26	28	20	15	18	24	26	28
5.2.	Алтықырлы сомындар			кг	6	5	6	8	9	10	6	5	6	8	9	10
5.3.	Сым шегелері			кг	4	4	4,5	4,5	5	5,5	4	4	4,5	4,5	5	5,5
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)			кг	50000	40000	48000	56000	65000	78000	50000	40000	48000	56000	65000	78000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай			кг	2	4	4	2	2	2	2	5	5	2	2	2
6.3.	Жақпамай, майлы солидол			кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
6.4.	Қатты мұнай парафиндері			кг	-	-	-	-	-	-	1,2	0,5	0,6	1,4	1,5	1,6
6.5.	Уайт-спирит			кг	5	5	5	5,5	6	6,5	5	5	5	5,5	6	6,5
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар			м3	0,4	0,5	0,5	0,8	0,8	0,8	0,4	0,5	0,5	0,8	0,8	0,8
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар			кг	250	280	300	350	400	400	250	280	300	350	400	400
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)			кг	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең			м	-	-	-	-	-	-	80	40	50	95	110	120
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)			кг	7	9	9	10	10	10	7	9	9	10	10	10
9.4.	Полиэтилен үлбір			м2	-	-	-	-	-	-	190	120	140	200	220	250
9.5.	Қарағай шайыры			кг	0,15	0,15	0,15	0,2	0,25	0,3	1,5	1,5	1,5	2	2,5	3
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)			кг	2,0	2,5	3,7	2,8	3	3	6,5	7,5	8	8,5	9	9,5
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы			кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 2) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
10.1.	УМ тансформатор-ларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)			кг	5	5	6	11	13	13	5	5	6	11	13	13
10.1.2	бума резеңке			кг	20	20	22	17	15	15	20	20	22	17	15	15
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)			дана	12	4	4	12	12	12	12	4	4	12	12	12
10.1.4.	резеңке төсемдер1,2)		"Д"	дана	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			"ДЦ"	дана	18	12	14	18	22	22	18	12	14	18	22	22
10.2.	Резеңке желім 88 СА			кг	1,8	1,5	1,5	1,8	2	2,5	0,9	1,0	1,0	1,1	1,1	1,1
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек			кг	4	4,5	4,5	5	6	7	20	22	22	25	30	35
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата			м	6	4	4	9	10	11	30	20	20	45	50	55
11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1	киперлі ЛЭ 20-24 м/м			м	30	35	40	40	50	60	600	700	800	800	1000	1200
11.3.2	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)			м	20	10	10	20	30	40	200	100	100	200	300	400
12.	Химикаттар
12.1.	Бура			кг	0,15	0,17	0,17	0,2	0,25	0,3	0,3	0,35	0,35	0,4	0,5	0,6
12.2.	Техникалық силикагель			кг	500	400	480	560	650	780	500	400	480	560	650	780
12.3.	Силикагель-индикатор			кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді			кг	0,3	0,3	0,4	0,5	0,7	0,8	1	1	1,2	1,5	2	2,5
12.5.	Техникалық ацетон			кг	1,5	1,5	1,5	2	2	3	5	5,5	5,5	6	7	8
13.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)			кг	-	-	-	-	-	-	4	1,4	1,6	5	6	6,5
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3,4)			кг	0,05	0,05	0,05	0,05	0,06	0,06	0,7	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер			кг	0,03	0,06	0,06	0,04	0,05	0,06	0,3	0,6	0,6	0,4	0,5	0,6
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар			кг	-	-	-	-	-	-	0,3	0,3	0,3	0,45	0,5	0,55
1) Бірфазалы автотрансформаторлар. 2) Материалдар белсенді бөлікте индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады. 2) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 3) ТКР бар трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 4) Дәнекерлеу шығысы 500 кВ және 220 кВ (немесе 110 кВ) енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1.	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс			кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер			кг	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

7-кесте

Кернеу сыныбы 750 кВ үш орамалы күш трансформаторлары

№ р/с	Материалдар атауы		Өлшем бірлігі	Трансформаторлардың қуаты, кВА (ТКР)
				3330001)	4170001)	3330001)	4170001)
				Жөндеуге арналған материалдар шығысының нормалары
				жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша		жұмыстардың үлгілік номенклатурасы бойынша
1	2		3	4	5	6	7
1.	Асбест бұйымдар
1.1.	Асбест баулар		кг	0,1	0,1	3,0	3,5
1.2.	Асбест картон		кг	10	10	25	25
1.3.	Асбест маталар1)		м2	120	120	120	120
2.	Қағаз өнім
2.1.	Трансформаторлар мен маймен толтырылған аппараттарға арналған электрлік оқшаулағыш электрлік картон
2.1.1.	А маркалы (цилиндрлерге арналған)		кг	-	-	2200	2300
2.1.2.	Б маркалы (өзге бұйымдар)		кг	-	-	5800	6500
2.1.3.	В маркалы (төсемдер)		кг	-	-	1300	1500
2.1.4.	Г маркалы рулонды		кг	3,0	3,0	180	200
2.2.	КВМ-120 кәбіл қағаз2)		кг	0,3	0,3	3,0	3,5
2.3.	Электрлік оқшаулағыш крепирленген ЭКТМ қағазы		кг	0,3	0,3	4,0	4,5
2.4.	Электрлік оқшаулағыш трансформаторлық ТВ-1201) қағазы		кг	0,3	0,3	4,0	4,5
1) Қағаздың массасы жасытылған сымды оқшаулау үшін қажетті шығысты ескермей берілген. ТКР трансформаторлар үшін қағаз шығысын РО орамдарының бұрмаларын оқшаулау үшін 105 кг-ге ұлғайту қажет.
3.	Кәбілдік өнім
3.1.	Оқшаулайтын сымдар1)		кг	-	-	41400	44000
3.2.	Икемді көптінді ілмек кәбілдер 2):
	Кәбіл ұзындығы	қапталған бактың	м	550	550	550	550
		қапталмаған бактың	м	380	380	380	380
3.3.	Трансформаторлар сымдарының тармақтарына арналған мыс сымдар ПБОТ3)		м	-	-	-	-
3.4.	Оқшауланбаған икемді мыс сымдар МГ4)		м	45	60	45	60
1) Орайтын сымның массасы жуықтап берілген. Трансформатордың әрбір түрі үшін сымның массасы орны бойынша нақтыланады. Фирмалық орайтын сымды пайдалану кезінде сымның массасы 1,1-1,15 түзетуші коэффициентпен алынады. 2) 1.1-т. ескертпені қараңыз. Кәбілдің ұзындығы бакты жылыту үшін қосуға арналған орамдардың ұзындығына технологиялық әдіпті ескермей берілген. 3) Сымдардың ұзындығы барлық бұрмаларды ауыстыру үшін келтірілген. Бұрмаларды немесе олардың бөліктерін ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады. ТКР бар трансформаторлар үшін орам бұрмаларының ұзындығына 190 м қосу қажет. 4) МГ типті сымдардың ұзындығы бүкіл трансформаторға берілген. Сымдарды ауыстыру қажеттілігі техникалық жай-күйі бойынша анықталады.
4.	Лак-бояу материалдары
4.1.	Қолдануға дайын майлы бояулар		кг	1,0	1,0	1,0	1,0
4.2.	Электроқшаулағыш сіңдірілетін лак ГФ-951)		кг	-	-	-	-
4.3.	АК-069 және АК-070 төсеме бояулар ФЛ-03К және ФЛ-03Ж төсеме бояулар		кг	3,0	3,0	16	16
4.4.	ПФ-115 эмальдар		кг	80	80	80	80
4.5.	Тегістегіштер		кг	4,0	4,0	16	16
1	Лак-бояу материалдарына арналған 646 еріткіш		3	4	5	6	7
4.6.	Лак-бояу материалдарына арналған Р-4 еріткіш		кг	24	24	24	24
4.7.	КФ-965 лак		кг	8,0	8,0	8,0	8,0
4.8.	ЛБС бакелит лактар		кг	Бірреттік жағу үшін 1 т болатқа 12 кг есеппен
4.9.	Лаки бакелитовые ЛБС		кг	-	-	90	105
1) ТКР трансформаторлар үшін лак-мата шығысын РО орау үшін 10 м-ге ұлғайту қажет. 2) ТКР трансформаторлар үшін тафта жіптің шығысын РО орау үшін 100 м-ге ұлайту қажет.
5.	Метиздер
5.1.	Алтықырлы басы бар бұрандалар		кг	25	25	25	25
5.2.	Алтықырлы сомындар		кг	8	8	8	8
5.3.	Сым шегелері		кг	5	5	5	5
6.	Мұнай өнімдері
6.1.	Трансформаторлық май1)		кг	90000	90000	90000	90000
6.2.	ЦИАТИМ-208 трансмиссиялық жартылай сұйық жақпамай		кг	4,0	4,0	5,0	5,0
6.3.	Жақпамай, майлы солидол		кг	Бір электр қозғалтқышқа 50 г есеппен
6.4.	Қатты мұнай парафиндері		кг	-	-	0,7	0,8
6.5.	Уайт-спирит		кг	5,0	6,0	5,0	6,0
1) Майдың массасы жуықтап алынған және трансформатордың әрбір түрі үшін орны бойынша нақтыланады.
7.	Кесілген материалдар, оның ішінде
7.1.	Жапырақты жынысты кесілген материалдар		м3	0,8	0,8	0,8	0,8
8.	Қара металл прокаты
8.1.	Ыстықтай илектелген теңсөрелі болат бұрыштар		кг	400	400	400	400
) Бірфазалы автотрансформаторлар. 2) Материалдар белсенді бөлікте индукциялық тәсілмен жеке бакта құрғатылған жағдайда қолданылады.
9.	Өзге материалдар
9.1.	Сұйықтықтың деңгейін анықтауға арналған шыны түтіктер1)		кг	-	-	-	-
9.2.	РЗ-Ц-Х2) типті м/м нығыздауышы бар болат таттанбайтын баудан жасалған жең		м	40	40	40	40
9.3.	Болаттар мен балқыма қаптаманы қолмен имектеп дәнекерлеуге арналған металмен қапталған электродтар3)		кг	9,0	9,0	9,0	9,0
9.4.	Полиэтилен үлбір		м2	-	-	160	180
9.5.	Қарағай шайыры		кг	0,15	0,15	1,5	2,0
9.6.	КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 желімі (ұнтақ)		кг	0,4	0,4	11	12
9.7.	Қатты көміртектің қостотығы		кг	2,5 т майға 1 кг есеппен
1) Жөндеу кезінде барлық жеңдерді ауыстыру көзделген. 2) Электродтардың массасы трансформаторды жөндеу кезінде орны бойынша нақтылануға тиіс.
10.	Резеңке-техникалық бұйымдар
10.1.	УМ тансформатор-ларына арналған резеңке пластина:
10.1.1.	жіңішке резеңке1)		кг	16,5	17	16,5	17
10.1.2.	бума резеңке		кг	20	20	20	20
10.1.3.	НН және СН енгізуге арналған резеңке сақиналар1)		дана	4	4	4	4
10.1.4.	резеңке төсемдер1,2)	"Д"	дана	-	-	-	-
		"ДЦ"	дана	20	20	20	20
10.2.	Резеңке желім 88 СА		кг	3,4	3,5	3,4	3,5
1) Жөндеу кезінде барлық резеңке-техникалық бұйымдарды ауыстыру көзделген. Резеңке-техникалық бұйымдардың массасы технологиялық әдіптерсіз көрсетілген. 2) Бір бұрама ысырмаға (Д) немесе тиекке (ДЦ) екі төсемнен есебімен. Төсемдер саны орны бойынша нақтыланады.
1	2		3	4	5	6	7
11.	Тоқыма материалдары
11.1.	Сүртетін шүберек		кг	6,0	6,5	30	35
11.2.	ЛХММ-105 0,24 электрлік оқшаулағыш лакты мата		м	5,0	5,0	30	30
11.3.	Электр өнеркәсібіне арналған ленталар:
11.3.1	киперлі ЛЭ 20-24 м/м		м	50	50	1100	1200
11.3.2	тафта ЛЭ 20-32 м/м2)		м	20	20	150	150
12.	Химикаттар
12.1.	Бура		кг	0,17	0,17	0,4	0,4
12.2.	Техникалық силикагель		кг	900	900	900	900
12.3.	Силикагель-индикатор		кг	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Сулы-спиртті ерітінді		кг	0,5	0,7	1,5	2,0
12.5.	Техникалық ацетон		кг	5,5	6,0	5,5	6,0
13.	Түсті металдар мен қорытпалар
13.1.	Мыс табақтар мен жолақтар1,2)		кг	-	-	1,0	1,0
13.2.	МФ-10 мыс-фосфор қорытпалар3,4)		кг	0,05	0,05	1,5	1,7
13.3.	ПОС-40 қалайы-мырыш бұйымдардағы дәнекерлер		кг	0,06	0,06	0,6	0,6
13.4.	ПСр15 күміс дәнекерлер ПСр15 күміс дәнекерлерден жасалған жолақтар		кг	-	-	0,4	0,4
1) НН орамының демпферлерін 30% ауыстырғанда ескерілді. 2) ТКР бар трансформаторлар үшін дәнекер шығысы РО орамаларының дәнекерлеуін ескере отырып берілген. 3) Дәнекерлеу шығысы 750 кв және 500 кВ енгізуді ауыстырған жағдайда берілген.
14.	Электр оқшаулағыш материалдар
14.1	Электортехникалық табақты V-1 гетинакс		кг	10	10	10	10
14.2.	Электротехникалық қағаз-бакелит түтіктер		кг	-	-	-	-

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 4-қосымша

Трансформкаторлық кіші станцияларды жөндеуге арналған материалдар шығысының нормаларын есептеу үлгісі

Мысалда мыналар:

1) жекелеген элементтерді ауыстыру;

2) тораптарды жөндеу көзделетін кездегі ахуал үшін МТП-6-10 кВ жөндеуге және техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік нормасын есептеу қарастырылады.

Элеменеттерді ауыстыруға негізделген ахуал үшін жылдық орташа норманы есептеу ағаш бағандардағы үш шыны оқшаулағыштардан тұратын 10 кВ ошиновка оқшаулауға жөндеу-пайдалану қызметін көрсету мысалында көрсетіледі.

Норманы есептеу оқшаулағыштардың істен шығу ағынының нормативтік сипаттамасын пайдаланумен жүзеге асырылады.

Сипаттамада 0-ден 21 жылға дейін және 21 жылдан 30 жылға дейін жыл сайынғы істен шығудың салыстырмалы шамасының жақын мәндерімен сипатталатын екі есептік интервал бөліп көрсетіледі, олар үшін оқшаулайтын құрылғылардың істен шығуының салыстырмалы орташа жылдық шамасы тиісінше 0,000216 және 0,0173 құрайды.

Онда МТП-дегі 10 кВ оқшаулайтын элементтердің істен шығуының жыл сайынғы саны 1-формула бойынша анықталады және көрсетілген интервалдарда тиісінше мыналарды құрайды:

^'_{оқшаул.құр. 10 кВ МТП жыл} = 0,000216 х 3=0,000648 _{оқшаул.құр.10 кВ /МТП жыл}

^"_{оқшаул.құр. 10 кВ МТП жыл} = 0,0173 х 3 = 0,0519 _{оқшаул.құр.10 кВ /МТП жыл}

МТП оқшаулайтын элементтерінің істен шығуының интервалдар бойынша жыл сайынғы орташа өлшемді санын пайдалану мерзімі бойынша энергия жүйесінде қалыптасқан белгіленген интервалдар бойынша МТП-ны сандық бөлуді ескере отырып, 2-формула бойынша анықтаймыз:

1) бірінші интервалда – 2000 дана;

2) екінші интервалда - 500 дана.

Элементтерді ауыстыруға негізделген МТП бірлігіне материалдар шығысының объектілік жылдық орташа нормасының құрауышы (ШС-10 оқшаулағыштар) 3-формула бойынша анықталады және тиісінше мынаны құрайды:

Жекелеген тораптарды жөндеуді орындауға негізделген МТП-6-10 кВ жөндеуге және оған техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар шығысының объектілік жылдық орташа нормасының құрауышы объектілік жылдық орташа нормасының құрауышын есептеу МТП жабдықтары мен құрылыс конструкцияларын бояу мысалында қарастырылады.

Энергия жүйесінде қолданыстағы нормаларға сәйкес жұмыс түрлері бойынша бояғыштардың шығысы мынаны құрайды:

МТП күрделі жөндеу кезіндегі бояғыштардың шығысы:

1) құраманың қалқанын бояу - 0,6 кг;

2) трансформаторды бояу - 1 ,0 кг;

3) ажыратқыштың конструкциясын бояу- 0 ,3 кг;

4) қорғағыш жақтауын бояу- 0 ,1 кг;

5) разрядниктердің металл бөлшектерін бояу- 0 ,17 кг;

Жабдықтарды күрделі жөндеуге жиыны - 2 ,17 кг.

Қоршауды бояу - 2,0 кг.

Құрылыс бөлігін күрделі жөндеуге жиыны - 2 ,0 кг.

МТП-ге техникалық қызмет көрсетуге арналған бояғыш шығысы:

1) жабдықтарды тексеру және профилактикалық жөндеу - 0 ,1 кг;

2) жазуларын қалпына келтіру - 0,03 кг;

Техникалық қызмет көрсетуге жиыны - 0,13 кг.

Көрсетілген жұмыстарда бояғыш ретінде нитроэмаль алынады.

МТП құрылыс бөлігінің жабдықтарын жөндеу мен оларға техникалық қызмет көрсету мерзімділігі ТПҚ-ға сәйкес және қаралып отырған энергия жүйесінің талаптарын ескере отырып алынды және мынаны құрайды:

1) жабдықтарға техникалық қызмет көрсету – 7 жыл

2) техникалық қызмет көрсету – жыл сайын

3) құрылыс бөлігін күрделі жөндеу - 10 жыл.

Жекелеген тораптарды жөндеуге негізделген материалдар (бояғыш) шығысының объектілік жылдық орташа нормасының құрауышы жұмыс түрлері бойынша бояғыштар шығысының нормалары негізінде 4-формула бойынша анықталады және мынаны құрайды:

Кернеуі 110 киловольт және одан жоғары қосалқы станциялар жабдықтарын жөндеуге және оларға техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормаларын есептеу әдістемесіне 5-қосымша

1-кесте

Трансформаторлар мен жиынтықты кіші станцияларды жөндеудің еңбекті қажетсіну нормативтері

Жабдықтаң атауы, типі, маркасы және қысқаша сипаттамасы	Бір жөндеудің еңбекті қажетсінуі, адам
	ағымдағы жөндеу	күрделі жөндеу
Кернеуі (U 10 кВ дейін) үшфазалы екі орамды майлы трансформаторлар, кВ*А:
25-ке дейін 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600 2500 4000 6300 7500 10000 12500 16000	13 17 21 25 30 36 43 51 62 75 89 108 129 139 155 170 188	65 86 103 124 150 179 216 258 310 375 447 540 647 693 777 850 938
12 кернеу сатысы бар үшфазалы май трансформаторлары (U 10 кВ дейін) басқа электр пештеріне арналған жоғары кернеулі аппаратурамен жиынтықта, кВ*А:
485 630 1000 1600 2000	95 102 119 143 172	456 494 580 694 893
Бұл да, бірфазалы, қуаты, кВ-А:
250 400 630 1000 1600 2500	57 67 71 86 95 142	266 309 333 399 485 750
Кедергі электр пешіне арналған үшфазалы трансформаторлар ((U=380B), қуаты, кВ*А:
25 40 63 100 160 250 360	15 21 24 32 38 42 49	80 105 138 162 190 209 247
Бұл да, бірфазалы, қуаты, кВ-А:
25 40 63 100 160 250 360 630	11 15 19 23 27 28 34 40	57 76 95 114 133 146 171 200
Қуаты 16 700 кВ А типті ЗОНЦ-30000/35 және ЗОНЦ-33000/3 кернеулі жұмыс ауыртпалығын реттеумен 5РКЗ-48Ф пештерін қоректендіруге арналған бірфазалы пеш трансформаторлары ((U = 35 кВ)	114	754
Қуаты 26 700 кВ*А типа ЗОНЦ-54000/110 кернеулі жұмыс ауыртпалығын реттеумен РКЗ-72Ф және РКЗ-80Ф пештерін қоректендіруге арналған бірфазалы пеш трансформаторлары ((U = 1 10 кВ)	133	812
Тиеу сорғыларына арналған үшфазалы трансформаторлар, қуаты, кВ*А:
40-қа дейін 63 100 160	21 28 32 38	105 138 162 190
Сынап түрлендіргіштерін қоректендіруге арналған құрғақ трансформаторлар, қуаты, кВ*А:
75 160 250 400	9 13 15 17	49 67 76 86
Бастапқы кернеуі 660 В селен түзеткіштерін қоректендіруге арналған трансформаторлар, қуаты, кВ*А:
0,1-0,16 0,25-0,4 0,63-1,0 1,6-2,5 6-8 11-14 19-25	1 1 2 2 3 5 9	2 3 5 8 14 24 47
Бастапқы кернеуі 380 В бірсарынды реттеу мен тұрақтанрдыруға арналған үшфазалы май автотрансформаторлары, қуаты, кВ*А:
до 25 40 63 100 160 250	19 25 34 40 44 53	101 132 159 191 230 275
Электрлік аспапты қоректендіруге арналған үшфазалы трансформаторлар, қуаты, кВ*А:
0,63-ке дейін 1-1,6 2,5-4	1 1 3	3 8 16
Басқару тізбектері жүйелерін жергілікті жарықтандыру мен қоректендіруге арналған шағын қуатты трансформаторлар, қуаты, кВ*А:
0,16-0,25 0,4-0,63 1,6-2,5 4-6 8-10	1 1 2 3 5	- - 10 15 17
Желілік орамы 660 В дейін кернеу кезінде жартылай өткізгіш түрлендіргіштерді қоректендіруге арналған құрғақ трансформаторлар, қуаты, кВ*А:
до 16 18-23 30-32 35-51 52-74 75-104 112-117 142-147 148-159 202-220 235-250 275 320	7 9 10 12 15 17 19 21 23 25 26 27 30	34 42 51 60 73 90 96 105 114 124 129 135 151
Желілік орамы 6300 - 10000 В жартылай өткізгіш түрлендіргіштерді қоректендіруге арналған, кернеуді ауыртпалықпен реттейтін май трансформаторлары қуаты, кВ*А:
345-681 796-1580 2040-2570 4030-5090	105 133 162 209	485 665 808 1045
Бұл да, кернеуі 380 В дейін ауыспалы ток желісіндегі кернеуді реттеуге арналған бірфазалы модуляциялық май трансформаторлары, атаулы қуаты, кВ-А:
12 20 45 115 210 375	5 16 21 34 38 49	27 76 105 171 190 47
Бұл да, үшфазалы, атаулы қуаты, кВ*А:
25 50 63	17 27 31	85 133 152
Ішке орнатылатын 10 кВ дейінгі бір трансформаторлық кешенді кіші станциялар, қуаты, кВ*А:
160 - 250 400 - 630 1000	57 76 95	285 380 475
Бұл да, сыртқа орнатылатын, қуаты, кВ*А:
250-400 630-1000	68 114	342 570
Кернеуі 380 В бірсарынды реттеу мен тұрақтанрдыруға арналған үшфазалы май автотрансформаторлары, қуаты, кВ*А:
25 40 63 100 160 250	8 10 13 16 19 27	40 51 68 81 99 133
Жиілігі 2400-10000 Гц, кернеуі 800 В, атаулы қуаты 500 кВ*А электр пештерін қоректендіруге арналған жиілігі жоғары автотрансформаторлар:	36	180
Кернеуі 400 В, жиілігі 800-10 000 Гц, қуаты 200 кВ*А электр пештерін қоректендіруге арналған жиілігі жоғары трансформаторлар:	30	152
Бұл да, кернеуі 800 В, жиілігі 2400-10 000 Гц, қуаты 800 кВ*А:	40	200
РНО-9, РНО-13, РНО-21 РНТ-9, РНТ-13, РНТ-18 типті ауыстырып-қосқыштар	28 34	- -
Кернеуі 220-380 В, үшфазалы құрғақ стабилизаторлар, атаулы қуаты, кВ*А:
10 16 25 40 63 100	4 5 7 9 11 13	19 24 3 43 57 67

Ескертпелер: 1. Келтірілген еңбекті қажетсіну нормативтеріне мынадай түзетуші коэффициенттер енгізіледі:

а) күш трансформаторлары үшін - 25 - 30 кВ - 1,3;

б) алюминий орамдары бар күш трансформаторлары үшін - 1,1;

в) құрғақ трансформаторлар үшін - 0,4;

г) доғал пештерге арналған трансформаторларды қоспағанда, кернеуі ауырпалықпен реттелетін трансформаторлар үшін - 1,25;

д) жарықшақты орамдары бар трансформаторлар үшін - 1,1. - 2. Күрделі жөндеудің еңбекті қажетсінуі орамдарды ауыстыра отырып, трансформаорларды жөндеу үшін келтірілген. Орамдарды ауыстырмай күрделі жөндеу кезінде мынадай коэффициенттерді қолдану керек:

а) жалпы мақсаттағы трансформаторлар, электр пештері, сынап түрлендірушілерін қоректендіру, селен түрлендіргіштерін қоректендіру, электр аспаптарын қоректендіру, басқару тізбектері жүйелерін жергілікті жарықтандыру мен қоректендіру, жартылай өткізгіштерін түрлендірушілерді қоректендіру, автотрансформаторлар мен стабилизаторлар үшін – 0,45;

б) жоғары кернеулі аппаратурамен жиынтықтағы трансформаторлар үшін - 0,6;

в) ішкі қондырғының біртрансформаторлы кешенді кіші станциялары үшін - 0,73;

г) сыртқы қондырғының біртрансформаторлы кешенді кіші станциялары үшін - 0,70.

2-кесте

Кернеуі 6-20/0,4 кВ діңгекті трансформаторлық кіші станцияларды және кернеуі 10/0,4 кВ жиынтықты трансформаторлық кіші станцияларды жөндеуге және техникалық қызмет көрсетуге арналған материалдар мен бұйымдар шығысының нормалары

Атауы	Өлшем бірлігі	100 адам.*сағ. материалдар мен бұйымдар шығысының нормасы
1. Материалдар		діңгекті кіші станциялар	жиынтықты тұйық біртрансформаторлық кіші станциялар	жиынтықты өтпелі біртрансформаторлық кіші станциялар
1.1. Қара металдар прокаты
Барлығы Оның ішінде: жолақты болат 505 мм жолақты болат 253, 124 мм бұрыштық болат 40404, 63635 мм диаметрі 10-12 мм дөңгелек болат табақты болат 1,2-1,9 мм	кг кг кг кг кг кг	470,0 - - 220,0 250,0 -	930,0 20,0 80,0 480,0 240,0 110,0	930,0 20,0 80,0 480,0 240,0 110,0
1.2. Металл тор	кг	-	160,0	160,0
1.3. Алюминий прокат
Барлығы	кг	8,0	22,0	22,0
Оның ішінде:
алюминий шина 505 мм	кг	-	8,0	8,0
алюминий шина 404 мм	кг	-	11,0	11,0
алюминий шина 304 мм	кг	8,0	3,0	3,0
1.4. Бандажды сым	кг	167,0	-	-
1.5. Дәнекерлеу электродтары	кг	18,0	29,0	29,0
1.6. Диаметрі 20-50 мм су, газ өткізгіш құбырлар	м	217,0	48,0	48,0
1.7. Трансформаторлық майлар	кг	150,0	192,0	240,0
1.8. Кесілген материалдар
Барлығы	м3	1,3	-	-
оның ішінде:
бөренелер	м3	0,6	-	-
тақтайлар	м3	0,7	-	-
1.9. Дөңгелек құрылыс ағашы (сіңдірілген)	м3	6,0	-	-
1.10. темірбетон приставкалар	дана	8,0	16,0	16,0
1.11. ПОС-40 дәнекер	кг	-	1,0	1,6
1.12. Метиздер	кг	173,0	60,0	60,0
1.13. Кәбілдік өнім:
АПВ-25-70 сым	м	333,0	316,0	316,0
ПГВ-6 сым	м	-	62,0	62,0
АПВ-2,5; ПГВА-2,5 сым	м	167,0	47,0	47,0
А-70 сым	кг	67,0	64,0	128,0
А-35; А-50 сым	кг	5,0	3,0	3,0
1.14. Қағаз және тоқыма материалдары:
Шүберек	кг	65,0	63,0	63,0
Оқшаулағыш мақта-мата лента	кг	18,0	18,0	18,0
Картон электрлік оқшаулағыш картон	кг	5,0	4,8	4,8
Ажарлағыш қағаз	кг	5,0	4,8	4,8
1.15. Лактар, бояулар, мұнай өнімдері және химикаттар:
Бензин Б-70	кг	7,0	7,0	7,0
BTB-1 техникалық вазелин	кг	3,0	3,0	3,0
Лак № 177	кг	0,5	0,3	0,3
Битум лак БТ-577	кг	2,0	2,0	2,0
ПХВ құбыр	м	27,0	24,0	24,0
ЦИАТИМ-203, ЦИАТИМ-221 жақпамайы	кг	7,0	6,4	6,4
Уайт-спирит	кг	21,0	24,0	35,0
ПФ-118 эмалі	кг	46,0	46,0	62,0
Майға шыдамды резеңке	кг	21,0	20,0	20,0
2. Бұйымдар
2.1. А3700, А3100 автоматты ажырат-қыштар	дана	7,0	25,0	25,0
2.2. ПН-2 балқығыш қондырмалар	дана	107,0	85,0	85,0
2.3. ПГ төменвольтті ажыратқыш	дана	26,0	26,0	26,0
2.4. Аппараттық қысқыштар	дана	36,0	36,0	48,0
2.5. ИП-10 өтпелі оқшаулағыштар	дана	-	12,0	19,0
2.6. ИО-10 тіректі оқшаулағыштар	дана	-	24,0	38,0
2.7. ШФ-20, ШФ-10, ШН-10 оқшаулағыштар	дана	35,0	12,0	18,0
2.8. Кардощетка	дана	1,7	1,6	1,6
2.9. Бояу жаққыш	дана	10,0	8,0	8,0
2.10. КВ-22, КВ-25 ілмектер	дана	1,7	1,6	1,6
2.11. тармақтандырушы қораптар	дана	86,0	86,0	86,0
2.12. НВ-27 балқыту лампалары	дана	132,0	132,0	164,0
2.13. Металл щетка	дана	1,7	1,6	1,6
2.14. Кәбілдік ұштықтар	дана	200,0	196,0	196,0
2.15. Қабырға патроны (электр шамдары үшін)	дана	42,0	42,0	42,0
2.16. ПАБ-1, ПАБ-2 оймалы қысқыштар	дана	83,0	80,0	80,0
2.17. ПК-10 қорғағыштар	дана	67,0	71,0	71,0
2.18. ПН-2 қорғағыштар	дана	107,0	85,0	85,0
2.19. Е-27 тығынды қорғағыштар	дана	21,0	21,0	21,0
2.20. РВП-10 разрядниктер	дана	9,0	9,0	9,0
2.21. РВН-0,5 разрядниктер	дана	13,0	13,0	13,0
2.22. 100-400 A-ға өшіргіштер	дана	17,0	12,0	12,0
2.23. СА4У-4672М есептеуіштер	дана	5,0	5,0	5,0
2.24. Ток трансформаторлары	дана	24,0	24,0	24,0
2.25. жез шпилка	кг	21,0	20,0	20,0

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 38-қосымша

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесі

1. Осы Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдегені Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және электр станцияларында қуатты кәбілдік арналарды жөндеуге арналған қуатты кәбілдер мен кәбілдік арматураның шығысын және резервтік запасын айқындауға арналған.

2. Осы Әдістемеде мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) шығыс нормативі - пайдаланылатын кәбілдік арналарға жөндеу жүргізуге бір жыл ішінде қажет болатын кәбіл мен кәбілдік арматураның орташа саны;

2) резервтік запас нормативтері – жөндеу жүргізуге және тұтынушыларды электрмен жабдықтау жұмысының үзіліссіз болуын қамтамасыз ету үшін, қолданыстағыларға қосымша алынатын, кәбілдер мен кәбілдік арматураның ең жоғары саны.

Осы Әдістемеде пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Шығыс нормативі пайдаланылатын арналардың ұзындығына шығыс нормасын көбейту арқылы айқындалады:

W=MхL, (1)

мұнда W- кәбіл шығысының нормативі, метр (бұдан әрі – м);

M – кәбілдің шығыс нормасы, метр/километр (бұдан әрі – м/км) ;

L - пайдаланылатын арналардың ұзақтығы, километр (бұдан әрі – км).

4. Резервтік запас нормативі запас нормасын пайдаланылатын арналардың ұзындығына көбейту арқылы айқындалады:

V=NхL, (2)

мұнда V - кәбілдің резервтік запас нормативі, м;

N – кәбілдің запас нормасы, м/км;

L – пайдаланылатын арналардың ұзындығы, км.

5. Қуатты кәбілдер мен кәбілдік арматураның шығысы мен резервтік запасының типтік нормалары осы Әдістемеге 1 – 4-қосымшаларға сәйкес келтірілген.

6. Шығысы мен резервтік запасының типтік нормалары кәбілдік өнімге тапсырыс берудің қолданыстағы ең төменгі нормалары ескеріле отырып, резервке бұйымдарды тоқсан сайын беру кезінде есептеледі. Егер бұйымдар шығысы мен запасты толықтыру шарттарының есепке алынғандардан елеулі айымашылығы болса, онда энергетика басқармалары жергілікті нормалар мен норматывтерді әзірлейді, оны жоғары тұрған ұйым бекітеді.

7. Электр (қалалық, кәбілдік) желілері кәсіпорындарының 10 киловольтқа (бұдан әрі – кВ) дейінгі арналары үшін арматура мен броньды кәбілдің резервтік запастары осы электр желілерінде орталықтандырылады. Кіші станциялардың 10 кВ-қа дейінгі арналары және 20- 35 кВ барлық арналар үшін кәбілдік бұйымдардың резервтік запастары аудандық энергетика басқармаларында немесе энергетика және электрлендірудің басты өндірістік басқармаларында орталықтандырылады.

Жоғары тұрған ұйымдардың шешімі бойынша резервтік запастарды орталықтандырудың неғұрлым жоғары деңгейлері белгіленеді.

8. Электр желілері кәсіпорындарында орталықтандырылатын резервтік запастардың нормативтері мен номенклатурасы осы Әдістемеге 1 – 4-қосымшаларға сәйкес әзірленеді және оны осы кәсіпорындардың басшылары бекітеді.

Аудандық энерегетика басқармаларында (энергетика және электрлендірудің басты өндірістік басқармалары) орталықтандырылған резервтік запас нормативтері мен номенклатурасын осы Әдістемеге 1 – 4-қосымшаларға сәйкес қызметтер әзірлейді және оны осы басқармалардың басшылары бектеді, олар кәбілдік бұйымдардың иелерін – кәсіпорындарды, пайалану тәртібін және запасқа иелік ететін адамдардың өзара есеп-қисаьын белгілейді.

9. Нормативтер тобы белгіленеді:

1) электр желілері кәсіпорындары үшін – 1 кВ дейінгі арналар үшін сіңірілген қағаз оқшаулауы бар қуатты кәбіл (броньды кәбіл) және оған арматура, 1 кВ дейінгі арналар үшін резеңке және пластмассамен оқшаулауы бар қуатты кәбіл және оған арматура (нормативтердің 2-кіші тобы);

2) электр желілері кәсіпорындарының кіші станциялары үшін – 1 кВ дейінгі арналар үшін сіңірілген қағаз оқшаулауы бар қуатты кәбіл (броньды кәбіл) және оған арматура, 1 кВ дейінгі арналар үшін резеңке және пластмассамен оқшаулауы бар қуатты кәбіл және оған арматура (нормативтердің 2-кіші тобы);

3) пайдалану орнына қарамастан 20-35 кВ кәбілдік арналар үшін – қуатты кәбіл не оған арматура (нормативтердің 1-тобы).

Осы Әдістемеге 1 – 4-қосымшаларда келтірілген резервтік запастың типтік нормалары нормативтердің әрбір тобы үшін кәбілдің екі макрокөлеміне есептелген (жалғайтын және шеткі муфталар).

10. Нормативтік мәндерге дейін резервтік запасты толықтыруды оның иесі жүзеге асырады, резервтік кәбілдің санағын иесі жүргізеді және "Техникалық қажетті резерв" ретінде ескеріледі.

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 1-қосымша

Жылу және атом электр станцияларына арналған кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымның атауы	Өлшем бірлігі	Шығыс нормасы	Пайдаланудағы арнаның жалпы ұзындығының запас нормалар, километр (бұдан әрі – км)
			100	200	300	400	500	700	1000	1500	1500 астам
1к В дейінгі броньдалған кәбілдер	км/100 км	0,16	1,7	0,90	0,65	0,55	0,45	0 ,35	0,30	0,25	0 ,22
6 – 10 кВ броньдалған кәбілдер	км/100 км	0,21	1,7	1,05	0,75	0,6	0,55	0,40	0,35	0,30	0,25
1 кВ дейінгі жалғайтын муфталар (жиынтығы)	Жүз километрге берілетін дана(бұдан әрі – д 100 км)	22	65	40	35	30	27	22	22	21	20
Жалғайтын муфталар 6 – 10 кВ (жиынтығы)	д100 км	34	80	55	45	40	35	32	32	32	32
Ескертпе: Электр желілері кәсіпорындарының кіші станциялары үшін 1 кВ дейінгі қуатты кәбілдер мен арматуралар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары гидроэлектр станцияларының нормалары бойынша айқындалады.

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 2-қосымша

20 - 35 кВ броньды кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымның атауы	Өлшем бірлігі	Шығыс нормасы	Пайдаланудағы арналардың жалпы ұзындығының запас нормасы, км
			10 дейін	20	40	60	80	100	100 астам
Броньды кәбіл	Километрге метр (бұдан әрі - м/км)	2,6	80	60	40	30	20	13	6
Жалғайтын муфталар (үш фазалы жиынтықтар)	шт./км	0,32	2 ,0	1,6	1 ,2	1 ,0	0 ,80	0 ,60	0 ,4

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 3-қосымша

Гидроэлектр станцияларға арналған кәбілдер мен жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымдардың атауы	Өлшем бірлігі	Шығыс нормасы	Пайдаланудағы арналардың жалпы ұзындығының запас нормасы, км
			10 дейін	20	40	60	60 астам
1 кВ дейінгі броньды және қуатты кәбілдер	м/км	4	200	90	50	32	32
Броньды кәбілдер 6 - 10 кВ	м/км	1 ,2	240	100	60	40	40
1 кВ дейінгі жалғайтын муфталар	шт./км	0 ,0012	2 ,0	1 ,0	0 ,5	0,35	0 ,3
Жалғайтын муфталар 6 - 10 кВ	шт./км	0 ,04	2 ,0	1 ,0	0 ,5	0 35	0 ,3

Электр станциялары үшін күштік кәбілдер мен кәбілдік арматуралар шығысының және резервтік запасының нормаларын есептеу әдістемесіне 4-қосымша

Шеткі жалғайтын муфталар шығысының және резервтік запасының типтік нормалары

Бұйымдардың атауы	Шығыс нормасы, пайыз (бұдан әрі - %)	Запас нормасы, %, ппайдаланудағы саны, дана (бұдан әрі - д)
		100 дейін	200	400	600	1000	2000	4000	4000 астам
Электр желілері кәсіпорыны
1 кВ дейінгі шеткі муфталар:
ішкі қондырғының	0 ,5	35	18	10	8	5	2 ,5	1 ,5	1 ,1
Сыртқы қондырғының	1 ,0	40	20	1 1	9	5 ,5	3 ,0	2 ,2	1 ,7
Шеткі муфталар 6 - 10 кВ	2 ,2	45	22	12	10	6 ,0	4 ,0	3 ,0	2 ,5
Гидроэлектр станциялар
1 кВ дейінгі шеткі муфталар	0 ,5	35	18	10	8	5	2 ,5	1 ,5	1 ,1
Концевые муфты 3 - 10 кВ:
ішкі қондырғының	1 ,7	45	21	11	9	5 ,5	3 ,5	2 ,5	2 ,0
сыртқы қондырғының	0 ,5	35	18	10	8	5	-	-	-
Электр желілері кәсіпорындары және электр станциялар
Щеткі муфталар20 - 35 кВ (бір фазалы жиынтықтар):
ішкі қондырғының	0 ,4	13	8	4	2 ,5	-	-	-	-
сыртқы қондырғының	4 ,2	18	12	9	7	5	-	-	-
Ескертпе. Шығыс және запас нормалары пайдаланудағы муфталар санына қарай %-бен келтірілген.

Қазақстан Республикасы Энерегтика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 39-қосымша

Жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтарды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтарды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтарды жүргізу тәртібін белгілеуге арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар қолданылады:

1) қоректік су – бу алу үшін бастапқы материал ретінде бу қазандықтарына берілетін су;

2) орын алған жылудың ауытқуы - турбина алдындағы және кейінгі бу параметрлерімен айқындалатын будың жылу ауытқуы;

3) буды қайталамалық алу - бу турбиналы қондырғының үнемділігін арттыратын, регенерациялық жылытқыштарға турбинадан будың реттелмей алынуы;

4) турогенератқа жылудың толық (жалпы) шығысы - электр энергиясын шығаруға жұмсалатын және турбиналар іріктемелерінен алынған жылу шығыстарының сомасы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Турбиналарды экспресс-сынау (бұдан әрі – ЭС) Қазақстан Республикасы Энергтика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) Электр станциялары мен жылу желілерінің жылу механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасының қағидаларына және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына сәйкес факторларды бағалау кезінде қажетті деректерді алу мақсатында сауатты және үнемді пайдалануды қамтамасыз ету үшін жүргізіледі:

1) жалпы үнемділікті ағымдағы өзгерту;

2) жекелеген элементтердің және ақауларды уақтылы анықтаудың жай-күйі;

3) турбиналарды немесе оның элементтерін жөндеу (реконструкциялау) сапасы.

4. ЭС нәтижелерін талдау негізінде ревизиялар және ақауларды жою үшін соттасу, турбинаны тоқтату (немесе қондырғының жекелеген элементтерін сөндіру) немесе жуырда жөндегенше жұмысын тоқтату.

Шешім қабылдау кезінде тоқтату, қалпына келтіру жұмыстарын жүргізу электр (жылу) энерегиясын жеткілікті бермеу және басқалар үшін жұмсалатын шығыстар үнемділігі төмен жабдықты пайдалануға байланысты болатын шығыстармен салыстырылады.

5. ЭҚ-ны электр станциясының техникалық басшысы бекіткен бағдарламаға сәйкес ретке келтіру цехының (тобының) персоналының күшімен жүргізіледі.

6. Жөндеулер арасындағы ЭС кезеңділігі регламенттелмейді және турбоагрегаттың жай-күйіне, оның жұмыс істеуіне, пайдаланылу деңгейіне, іске қосу-тоқтату операцияларын жүргізу сапасына және басқа да мән-жайларға байланысты болады (мысалы, кезектен тыс сынауды нұсқаулық талаптарының бұзылуына, бу параметрлерінің авариялық төмендеуіне байланысты сәтсіз іске қосылғаннан кейін жүргізген жөн). Сынақ әрбір 3 – 4 ай сайын жүргізіліп отырады.

2-тарау. Жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтар жүргізудің негізгі қағидаттары

7. ЭС негізін осы Әдістемелік нұсқауларға 3, 4, 5, 6-тармақтарда келтірілген міндеттерді шешу үшін жабдық жұмысының өзгеріп отыратын көрсеткіштерін салыстырмалы бағалау қағидаты құрайды. Турбоагрегаттың жалпы үнемділігінің өзгеруінің негізгі өлшемшарты электр қуатын шығару кезінде жылудың үлестік шығыстарын айқындау.

Регенерациялау жүйесін сөндіру кезінде турбинаның бақылау сатысындағы қысымға қуаттың тәуелділігі салыстырылады (бұл регенерациялық жылытқыштардың жұмыс режимдері мен көрсеткіштерінің көрсетілген тәуелділіктердің орналасуы мен сипатына әсер етуін болғызбайды және кейінгі ЭС салыстырылатын нәтижелеріне дұрыс талдау жүргізу мүмкіндігін береді).

8. Турбоагрегаттың жалпы үнемділігінің өзгеруі туралы дәйекті түрде жүргізілген ЭС нәтижелерінде алынған бақылау сатысындағы қысымға электр қуатының тәуелділігін бағалау нәтижесі бойынша пайымдайды.

9. Турбоагрегаттың жекелеген элементтерінің жай-күйін талдау кезінде негізгі өлшемшарттар мыналар болып табылады:

1) меншікті турбина үшін – сатылар бойынша қысым, бу бөлу диаграммасы, ысытылған бу аймағында жұмыс істейтін цилиндрлердің ішкі салыстырмалы пайдалы әсер коэффициенті (бұдан әрі – ПӘК);

2) конденсатор үшін – гидравликалық кедергі, циркуляциялық судың ысуы, конденсаттың салқындауы, бірдей шектес жағдайлар кезіндегі вакуум және температуралық күш (кірер жолдағы циркуляциялық судың шығысы және температурасы, өңделген бу шығысы);

3) регенерациялық және желілік жылытқыштар үшін – кірер жолдағы ысытылатын судың қысымы, температуралық қарқын, іріктеу бу құбырындағы қысымның шығысы, жылытылатын бу конденсатының салқындауы.

3-тарау. Экспресс-сынақтар нәтижелерінің сенімділігін қамтамасыз ететін шарттар және олардың салыстырмалылығы

10. Дәйекті зерттеулер жүргізу кезінде нәтижелердің барынша сенімділігі мен дәлдігін, тұжырымдардың дұрыстығын қамтамасыз ету үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 2-тарауға сәйкес бірқатар шарттар орындалады:

1) жылу схемасы мен режимдік факторлардың сәйкестігі.

Сынақтар кезінде меншікті қажеттіліктер үшін турбинадан буды алудың барлығы және деаэратор сөндіріледі, дренаждық және үрлеу арналары, басқа қондырғылармен байланыс құбырлары, сіңіру құбырлары, аралық жылытуға салқындатылған суды үрлеу жабылады.

Регенерациялы қоса отырып, тәжірибелер жүргізу кезінде жоғары қысымды жылытқыштардың (бұдан әрі – ЖҚЖ) құбырлы шоқтары арқылы таза бу мен қоректік су шығыстарының тең болуы сақталады. Тәжірибелер жүргізу кезінде осы Әдістемелік нұсқаулардың 5-тарауының 1-параграфына сәйкес тәжірибе үшін номиналды және орташа мәндерден бу параметрлерінің ең төменгі ауытқуларын сақтауға назар аударылады.

Түпкілікті нәтижелердің дәлдігін арттыру үшін әрбір тәжірибенің ең төменгі ұзақтығына қойылатын талаптар сақталады (осы Әдістемелік нұсқауларға 5-тараудың 2-параграфына сәйкес – 40 минут тұрақты режим) және кездейсоқ қателердің мәндеріндеі алшақтықтарды азайту мақсатында кейінгі сынақтар кезінде әрбір режим ұзақтығының теңдігі сақталады;

3) өлшеу схемалары мен қолданылатын аспаптардың сәйкестігі.

ЭС кезіндегі өлшемдер схемалары бу мен судың параметрлері әрбір сынаққа дейін және кейін тексерілген бірдей аспаптардың көмегімен сол бір жерде өлшенетіндей болып жобаланады.

11. Мыналарды:

1) тоқтатқыш клапанға дейінгі және одан кейінгі, реттеуші клапандардан кейінгі, реттеуші саты, іріктеулер камераларындағы және тиісті жылытқыштар алдындағы, жоғары және орташа қысым цилиндрлерінен кейінгі, орташа қысым цилиндрінің алдындағы (негізінен аралық қыздыратын турбиналар үшін соңғы үшш) будың, өңделген будың шығысын өлшейтін тарылатын құрылғылар алдындағы будың қысымын;

2) тоқтатқыш клапанның алдындағы, жоғары және орташа қысым цилиндрлерінің алдындағы, орташа қысым цилиндрінің алдындағы (негізінен аралық қыздыратын турбиналар үшін соңғы үш), камера мен бу өткізетін өндірістік іріктеу камерасындағығ негізгі конденсаттың және әрбір жылытқышқа дейінгі және одан кейінгі қоректік судың және суландыру арналарынан кейінгі, конденсаторға дейінгі және одан кейінгі циркуляциялық судың, жылытқышқа дейінгі және одан кейінгі желілік судың, барлық жылытқыштардың (дұрысы) ысытатын бу конденсатының бу температуасын;

3) генератор қысқыштарындағы электр қуатын;

4) таза бу мен қоректік судың, өндірістік іріктеу буының, желілік судың негізгі конденсатының шығыстарын;

5) жұдырықшалы білік бұрышының, сервомотор мен реттеуші клапандар штоктары орналасуының механикалық шамасын сынау кезіндегі өлшеу нүктелерінің типтік тізбесі.

12. Қолданылатын аспаптар:

1) ортаның қысымы 0,5 сыныптағы манометрлердің көмегімен өлшенеді, конденсатордағы вакуумды сынапты вакуум метрлерімен және КСУ типіндегі тіркеуші аспаптар жиынтығында абсолютті қысымның вакуумметрлерімен немесе цифрлық құрылғылармен өлшеген дұрыс болады.

Осы Әдістемелік нұсқаулардың 2-тарауына сәйкес ЭС ерекшелігін ескере отырып, турбинаның бақылау сатыларындағы қысымды барынша сенімді өлшеуге назар аударылады (өйткені, соңғысы 3 - 4 киллограмм күш/шаршы сантиметр (бұдан әрі – кгк/см²) аспайтын шағын қысым аймағында таңдалады), манометрлерді немесе мановакуум метрлерді таңдау және орнату кезінде тексеру хаттамалары бойынша және қосылу биіктігіне ең төменгі мәндер қамтамасыз етіледі).

Атмосфералық қысым сынапты барометрдің не анероидтің көмегімен өлшенеді;

2) ортаның температурасы КСП (ПП) типіндегі потенциометрлерінің немесе КСМ типіндегі белдікті кедергі термометрлердің жиынтығындағы ХК (ХА) типіндегі жылу өзгергіштер арқылы негізінен өлшеніп отырады. Циркуляциялық және желілік судың температурасын көбінесе 0,1 градус Цельсия (бұдан әрі – ^оС) бөліну бағасымен зертханалық сынапты термометрлермен өлшеген жөн болады.

13. Ыстық бу аймағында жұмыс істейтін цилиндрлерден кейінгі және одан кейінгі бу қысымы мен температурасын тәуелсіз өлшеу саны – олардың ішкі пайдалы әсер коэффициентін (ПӘК) сенімді айқындауды қамтамасыз етеді (оның ішінде, К – 300 – 240 типіндегі турбина бойынша, кемінде, таза бу мен орташа қысымды цилиндр (бұдан әрі – ОҚЦ) алдындағы қысымның температурасы мен қысымын өлшеудің 2 нүктесі, жоғары қысымды цилиндр (бұдан әрі – ЖҚЦ) мен ОҚЦ-ден кейін қысымды өлшеудің 2 нүктесі және температураның 4 нүктесі болады).

Электр қуаты электр энергиясын есептеуіштерге параллель қосылған, 0,5 (0,2) сыныбындағы ваттметрлердің арнайы жиналған 2-схемасының көмегімен өлшенеді.

14. Бу мен судың шығысы ЭС-ға дейін және одан кейін тексерілген штатты шығыс өлшеуіштермен өлшенеді. Мұндай өлшеулердің дәлдігі жеткілікті болады, өйткені ЭС кезінде шығыстар қосалқы мақсаттар үшін ғана қажет болады (мысалы, таза бу мен қректік судың шығыстарындағы алшақтықтарды барынша төмендету, жылытқыштардың жылу жүктемесін айқындау үшін).

4-тарау. Экспресс-сынақтар бағдарламасы

15. Турбоқондырғының үнемділігінің өзгеруіне турбинаның ағынды бөлігінің жай-күйі негізінен әсер етеді, ол бағдарламаның негізгі бөлімі ретінде регенерациялау жүйесін толық сөндіріп, конденсациялық режимде тәжірибелер жүргізуді көздейді, бұл жылу схемаларының жекелеген элементтері мен режимдік жағдайлардың үнемділік деңгейіне әсер етуін болғызбайды және меншікті турбинаның әсері анықталады.

Регенерациялау толығымен қосылып, дәйектілікпен жүргізілген сынақтардың әрқайсысында таза бу мен қоректік су шығыстары арасында мәні бойынша әртүрлі алшақтықтар болған кезде және (немесе) жекелеген регенерациялайтын жылытқыштар жұмысының қандай да бір себептері бойынша сынақ нәтижелерін өзара салыстыру мүмкіндігі және ағынды судың ғана жай-күйіне байланысты (тығыздықтың тозуы, ескіруі, бөлінуі) қуаттың өзгеруін бәрмінді айқындау мүмкін болмайды.

16. Кез келген типтегі турбиналарды ЭС бірінші сериясы пайдалануға жөніндегі нұсқаулықпен жол берілетін барынша жоғары деңгейіне дейін номиналды 25 пайыздағы электр жүктемелері диапазонында регенерациялау жүйесін сөндіріп (ЖҚЖ, деаэратор және екі соңғы төмен қысымды жылытқыш (бұдан әрі – ТҚЖ)) конденсациялық режимде 5 – 6 тәжірибе жүргізуді болжайды.

17. ЭС екінші сериясы жүктемелердің ұқсас диапазонында, бірақ жобалық жылу схемасы кезінде конденсациялық режимде 5 – 6 тәжірибе жүргізуден тұрады. Осы серияның орындау мақсаты – регенерациялық жылытқыштар мен конденсатор көрсеткіштерінің өзгеруін талдаумен дәйекті ЭС кезінде электр қуатының мәндерін салыстыру (оның ішінде, барынша қол жеткізілген).

18. ЭС үшінші сериясы буды реттеп іріктейтін турбиналар үшін жүргізіледі. Тәжірибелердің мақсаты – конденсациялық режимде барынша жол берілетін деңгейден асатын таза бу шығысы кезінде турбоагрегат пен оның элементтерінің сипаттамаларын салыстыру және жобалық жылу схемасы кезінде үнемді жылу жылытқыштарының көрсеткіштерін айқындау. Серия 3 тәжірибеден тұрады және бағдарлы түрде мынадай режимдерді қамтиды:

1) жылытуға реттейтін іріктеуі бар турбиналар.

Таза будың ең жоғары шығыстары, төменгі қысым бөлігінің (бұдан әрі – ТҚБ) бұрылмалы диафрагмалары ең төмен ашылып 90 пайыз және 80 пайыз болғанда жүргізіледі (Т-іріктеудің екі шығыстары бар турбиналар үшін, мысалы, Т – 100 – 130, екі желілік жылытқыш қосылған және конденсатор шоқтары кіріктірілген);

2) жылытуға және өндіруге реттейтінт іріктеулері бар турбиналар.

Таза будың ең жоғары шығыстары, реттейтін іріктеу қосылып және ТҚБ бұрылмалы диафрагмалары ең төмен ашылып 90 пайыз және 80 пайыз болғанда 3 тәжірибе жүргізіледі (алдыңғы жағдайдағы сияқты, Т-іріктеудің екі шығыстары бар турбиналар үшін екі желілік жылытқыш қосылған және конденсатор шоқтары кіріктірілген).

19. Бұл ретте, өндірістік іріктеудің мәні орташа қысым бөлігінің (бұдан әрі – ОҚБ) өткізу қабілеті ескеріле отырып таңдалады.

5-тарау. Сынақтар жүргізу тәртібі мен шарттары

1-параграф. Режимнің тұрақтылығы

20. Алынатын нәтижелердің сенімділігі мен дәлдігі әрбір тәжірибеде режимнің өту тұрақтылығына байланысты болады. Тұрақтылықты қамтамасыз ету үшін мынадай негізгі шарттар сақталады:

1) әрбір тәжірибе бу бөлу органдарының жағдайы өзгеріссіз болған кезде жүргізіледі, бұл соңғысын қуатты шектеуге немесе арнайы тіреуішке қоюмен қамтамасыз етіледі. Реттеу жүйесі жұмысының нақты жағдайларына, желі жиілігінің тұрақтылығына, отын түріне байланысты болатын кейбір жағдайларда, аталған қосымша іс-шараларға қажеттілік болмай қалады;

2) тәжірибе кезінде тіркелетін көрсеткіштер мен параметрлер мәніне әсер ететін, жылу схемасында қандай да бір қайта қосу жүргізілмейді (авариялық жағдайларды қоспағанда);

3) "өзіне дейінгі" реттеуіш сөндіріледі;

4) таза бу мен қоректік су шығыстарының арасында 10 пайыздан астам айырмашылықтың болуына жол берілмейді;

5) осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес бу параметрлерінің жол берілетін ауытқуларының шегі бұзылмайды.

2-параграф. Тәжірибе қызметі және көрсеткіштерді жазу жиілігі

21. Тәжірибенің ұзақтығы турбоагрегаттың белгіленген режимінен шамамен 40 минутты құрайды.

22. Байқау журналдарындағы жазбалар әрбір 5 минут сайын, электр қуаты – 2 минут сайын бір мезгілде жүзеге асырылып отырады. Көрсеткіштерді автоматты аспаптармен тіркеу жиілігі 2 – 3 минутты құрайды.

3-параграф. Тәжірибе барысын бақылау

23. Сынақтардың жоғары сапасы – турбоагрегаттың және оның элементтерінің жұмысын ұдайы бақылау.

24. Осы тектес жедел бақылау жекелеген элементтер жұмысының негізгі параметрлері мен көрсеткіштерін өзара салыстыруға негізделген мынадай өлшемшарттарды пайдалана отырып, аспаптар көрсеткіштері бойынша тәжірибе жүргізу кезінде жүзеге асырылады:

1) таза бу мен қоректік су шығыстарының ең төменгі айырмашылығы;

2) таза бу параметрлерінің тұрақтылығы

3) турбинаның өткізу органдарының ашылу дәрежесінің өзгеріссіздігі.

25. Тәжірибе барысының маңызды өлшемшарты өзара және циклдің мынадай параметрлерінің есептік деректерімен қисынды байланысуы болып табылады:

1) тоқтатқыш клапандарға дейінгі және одан кейінгі және ашық реттеуші клапандардан кейінгі бу қысымы;

2) жабық реттеуші клапандардан кейінгі және реттеуші саты камерасындағы бу қысымы;

3) кеңею процесінің арнасы бойынша бу қысымы;

4) іріктеу камераларындағы және тиісті жылытқыштар алдындағы бу қысымы;

5) бу барысындағы, конденсаттың, қоректік және желілік судың температурасы (әсіресе, құбырды ойғанға дейін және одан кейін, жылытқыштарды суға құрсаулау).

26. Сынақ жүргізу кезінде басшы күнделік жүргізеді, онда әрбір тәжірибенің басталу және аяқталу уақыты, оның ерекшеліктері және негізгі тән қасиеттері, режимнің жалпы көрсеткіштері (қуаты, шығысы, схеманың жекелеген элементтерінің жай-күйі, арматураның орналасуы, барометр қысымы) тіркеледі.

6-тарау. Нәтижелерді өңдеу және оларды талдау

27. Жабдықтың жай-күйін бағалау кезінде тәжірибе кезінде өлшенген орташа параметрлер және барлық қажетті түзетулерлі енгізгеннен кейінгі шамалар негізге алынады.

28. Сынақ нәтижелерін кейіннен өзара салыстыру үшін олар дайындаушы зауыттың түзету қисықтарының немесе типтік сипаттамалардағы қисықтардың көмегімен бірдей параметрлер мен номиналды жағдайларға келтіріледі.

29. Бу энетальпиясын айқындау және ішкі ПӘК үшін сулы бу үшін І-S диаграммасы пайдаланылады.

1-параграф. Бу бөлу жүйесінің сипаттамалары

30. Бу бөлу жүйесінің сипаттамалары деп реттеуші клаппанннан кейінгі және реттеуші саты камерасындағы, сондай-ақ сервомотор штоктарының көтерілетін жеріндегі және жұдырықты вал бұрылысындағы және (немесе) клапандарындағы бу қысымының таза бу шығысына (бақылау сатысындағы қысым) тәуелділігі аталады.

31. Қысым мәнінің тәуелділіктерін салу үшін, мега Паскаль (бұдан әрі – МПа) мынадай формула бойынша қысымның бастапқы номиналды мәні саналады:

(1)

мұнда – таза будың номиналды қысымы, МПа;

– тәжірибе жағдайларында таза будың және клаппанннан кейінгі немесе реттеуші саты камерасындағы будың қысымы, МПа.

32. Тәжірибе жағдайларында таза будың шығысы (G), тонна/сағ. (бұдан әрі – т/с) мынадай формула бойынша будың бастапқы номиналды параметрі бойынша есептеледі:

(2)

мұнда – тиісінше, тәжірибе жағдайларындағы және номиналды таза бу температурасы, Кельвин (бұдан әрі – К).

33. Көрсетілген графикалық тәуелділіктер осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 1-суретте көрсетілген.

Қисықтарын талдау үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 1-суретте мынадай көрсеткіштер пайдаланылады:

1) қысым шығынының жиынтық мәні (

) тоқтатқыш клапан трассасында – толық ашық реттеуші калапан ( 3 – 5 %-дан аспайды);

2) реттеуші клапандардың ашылу кезектілігінің зауыттық диаграммаға немесе біртиптес турбиналарды сынау деректеріне сәйкестігі (бу бөлу жүйесін ретке келтірудің дұрыстығын талдау кезінде қандай да бір клаппаннның кейіннен сынау кезіндегі қысым арнасының тегіс жүруі тиісті сегмент шүмегінің тозуынан туындайды, ал неғұрлым тік диаграммасы – қимасының азаюынан туындайды, мысалы, ішке айналдыру салдарынан жабық клаппанннан кейінгі қысым реттеуші саты камерасындағы қысымға теңеседі);

3) ақырындап, сынықсыз және алаңдарсыз (соңғысының болуы статикалық сипат нысанының бұзылуын көрсетеді) жүретін сервомотор штогындағы көтерілу тәуелділігі (жұдырықты валдың бұрылысы).

2-параграф. Сатылар бойынша бу қысымының бақылау сатысындағы қысымға тәуелділігі

34. Турбинаның ағынды бөлігіндегі өзгерістерді бағалау үшін пайдаланылатын тәуелділіктер регенерациялау сөндірілген тәжірибе нәтижелері бойынша талданады. Бұл тәуелділіктер регенерациясы қосылған тәжірибе нәтижелерімен салыстырылады, бұл жағдайда тәжірибелік мәндер таза бу мен қоректік су шығыстарының және әрбір сынақ бойынша регенерациялық жылытқыштар сипаттамаларының сәйкессіздігі ескеріле отырып, түзетілетін болады.

Ағынды бөліктің жай-күйін талдау үшін осы серия тәжірибелерінің деректері практикада пайдаланылмайды,

35. Қысымның салыстырылатын мәндері, МПа, аралық жылытқышы бар турбиналар үшін таза бу (аралық жылытқанға дейінгі саты) мен аралық жылытуға дейінгі бу температурасының номиналды мәніне мынадай формула бойынша келтіріледі (ОҚЦ мен төмен қысым цилиндрі (бұдан әрі – ТҚЦ) сатылары):

(3)

(4)

(номиналдыға жақын температура мәндері сақталған кезде осы түзетулер ескерілмейді).

36. Сынақ нәтижелерін бағалаудың сенімділігі үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 2-тарауға сәйкес бақылау сатысын таңдаудың үлкен мәні бар.

Төменгі қысымдар аймағындағы саты бақылау сатысы ретінде таңдалады, өйткені осы аймақта ағынды бөліктің тозуы болмағандықтан және салыстырмалы түрде үлкен саңылаулар жоқ болғандықтан, осы сатылардың өтпелі қимасы жеткілікті дәрежеде тұрақты және осы сатылардағы қысымды тәжірибе кесінде тіркегенде манометр көсреткіштерін есептеудің дәлме-дәл болуын қамтамасыз етеді.

Сынақтар жүргізу кезінде барлық регенерациялық іріктеу камераларындағы қысымның мәні тіркеледі, ал бақылау сатысын түпкілікті таңдау қалған сатылардағы қысымның бақылау ретінде пайдаланылатын сатылардағы қысымнан графикалық тәуелділігін талдағаннан кейін ғана жүзеге асырылады (Флюгель формуласына сәйкес мұндай тәуелділіктер тік сызықты және координаталардың басына қарай бағытталған).

37. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 2-кестеде бақылау сатысы ретінде пайдаланылатын негізгі типтегі турбиналардың ағынды бөлігінің сатылары берілген.

38. Графикалық материалды талдау кезінде мыналар назарға алынады:

1) дәйекті сынақтар кезіндегі жоғарыда санамаланған тәуелділіктердің үйлесімділігі ағынды бөліктің өтпе қималарында елеулі өзгерістердің жоқ екенін көрсетеді;

2) алдыңғы сынақтар бойынша алынғандарға қарағанда сызықтардың неғұрлым тік орналасуы тұздық тозуын не шүмекті аппараттардың жергілікті бүлінуін көрсетеді;

3) сызықтардың неғұрлым жазық орналасуы саңылаулардың ұлғаюын көрсетеді (жууға дейін және одан кейін нәтижелерді салыстыру нұсқасын жоққа шығара отырып).

3-параграф. Ысытылған бу аймағында жұмыс істейтін ішкі (салыстырмалы) ПӘК (пайдалы әсер коэффициенті)

39. Цилиндрлердің ішкі ПӘК мәні регенерациялау жүйесі қосылған және сөндірілген тәжірибелердің нәтижелері бойынша жалпы қабылданған формулалардың көмегімен есептеледі, олардың бір бөлігі реттеуші клапандардың барлық немесе бірнеше топтарын толық ашу кезінде келтіріледі.

40. Турбина цилиндрлерінің ішкі ПӘК мәніне негізінен мынадай факторлар әсер етеді:

1) қайта бөлу жүйесінің сипаттамасы (реттеуші клапандардан кейінгі қысым, олар толық ашылған кездегі шығындар, аражабындар мәні);

2) ағынды бөлік бойынша қысым;

3) қалақшалы аппараттың жай-күйі және бандаж үстіндегі және диафрагмалық тығыздықтар мен цилиндрлер арқылы ағу.

41. Цилиндрлік ағындар ішіндегі тікелей бақылау тәсілі болмайды және олардың мәнінің өзгеруі жанама өлшемдердің, атап айтқанда, бағыланатын турбинадағы температураның нәтижелері бойынша пайымдалады.

42. Регенерациялауды қосқан кезде жоғары температуралы ағулардың бөлігі қалақшалы аппаратпен қатар тиісті жылытқыштарға тасталады, цилиндрден кейін будың температурасы төмен болып, ал ішкі ПӘК мәні регенерациялау сөндірілген тәжірибелердің ұқсас мәндерінен көп болады. Осыны негізге ала отырып, уақыт бойынша регенерациялау қосылған және сөндірілген тәжірибелерде алынған ішкі ПӘК алшақтықтар мәні бойынша турбинаның тиісті цилиндрінің ағынды бөлігіндегі "тығыздықтың" өзгеруі туралы пайымдалады.

43. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 2-суретте сынақ нәтижелері бойынша К – 300 – 240 уақыттағы (сағаттардағы) турбиналардың ІҚЦ мен ОҚЦ ішкі ПӘК-тің өзгеруі көрсетілген.

44. Әртүрлі типтегі турбиналардағы көптеген сынақ нәтижелерін талдау турбиналардағы ішкі ПӘК-тің немесе олардың цилиндрлерінің төмендеп кетуінің неғұрлым тән себептері мыналар екенін көрсетеді:

1) бу бөлу жүйесіндегі жоғары дросселдеу;

2) есепті мәндерімен салыстырғанда ағынды бөлігіндегі саңылаулардың ұлғаюы;

3) ағынды қималардың есептік мәндерге сәйкес келмеуі;

4) бейінді шығындардың мәніне әсер ететін ағынды бөліктің тозуы ;

5) ағынды бөлік элементтерінің ескіруі және бүлінуі.

4-параграф. Регенерациялау жүйесі мен желілік жылытқыштардың тиімділігі

45. Регенерациялау жүйесінің тиімділігі таза бу шығысының немесе бақылау сатысындағы қысымның мәндеріне қарай, графиктерде көрсетілетін әрбір жылытқыш үшін қоректік су мен конденсат температурасының мәндерімен сипатталады.

46. Алдыңғы сынақпен салыстырғанда жылытқыштан кейін су температурасының төмендеуі кезінде жылытқыштың температуралық қарқынының (қанықтыру температурасымен салыстырғанда жылытпау) үлестік жылу жүктемесіне немесе бақылау сатысындағы таза бу шығысына (қысымы) тәуелділігі айқындалады және оның нормативтік немесе есептік мәнімен салыстырады. Температуралық қарқынның арту себептері мынадай факторлар болып табылады:

1) корпустағы конденсат деңгейінің жоғары болуы;

2) су жолдары арасындағы тірек шайбаның шайылып кетуі;

3) құбыржолдар бетінің ластануы;

4) ауа сорудың артуы және ауа сору жүйесінің жұмысы қанағаттанарлық болмауы салдарынан, жылытқыштар корпусына "ауа кіруі".

47. Егер температура қарқыны нормаға сәйкес келетін болса, онда турбинаның тиісті камерасы мен жылытқыштағы бу қысымының мәні салыстырылып, бу құбырының гидравликалық кедергісі айқындалады. Соңғысының ұлғаю себебі бекіту органындағы немесе кері клапандағы дросселдеудің жоғарылығы болып табылады.

48. Сулардыру арнасымен жабдықталған жылытқыштағы судың жылымау себебін анықтау кезінде соңғысының тығыздығына көз жеткізіледі.

49. Желілік жылытқыштар жұмысының тиімділігін талдау кезінде регенерациялайтын генераторларға арналғандай өлшемшарттар мен тәсілдер қолданылып, режимдердің саналуандылығы ескеріледі (бу кеңістігіндегі сейілу, конденсациялайтын буға қатынаста су сапасының неғұрлым төмен болуы).

Олардағы ауа тығыздығының жай-күйін, құбыр шоғының ішкі бетінде шөгінділердің болуын және жылу алмасу бетінің сәйкестігін талдау кезінде есептік мәнге (бітелген құбыржолдарының санына) баса назар аударылады.

5-параграф. Конденсатордың тиімділігі

50. Берілген бу жүктемесі (өңделген бу шығысы), салқындататын су шығысы мен кірер орында оның температурасы кезінде конденсатордың тығыздығын сипаттайтын негізгі параметрлер – нақты мәні алдыңғы сынақтар нәтижелерімен салыстырылатын вакуум (өңделген бу қысымы) болып табылады.

51. Вакуумның мәні жоғары болған кезде конденсациялайтын қондырғының жай-күйін тексеру, тиісті нақты вакуумға сәйкес келетін (Т_s), К қаныққан температураны айқындайтын жекелеген компоненттердің мәнін талдау жүргізіледі:

(5)

мұнда

– конденсаторға кірер жердегі салқындатылған су температурасы мен оның ысуы, К;

– шығар жердегі салқындататын су мен қанықтыру температурасының айырмашылығы ретінде айқындалатын конденсатордың температуралық қарқыны, К.

52. Сумен жабдықтау жүйесі тік болған кезде конденсатор алдындағы салқындататын су температурасы сыртқы фактор болып табылады, ол гидрологиялық және метрологиялық жағдайларда анықталады, ал кері жүйе кезінде суды салқындататын қондырғылардың тиімділігіне де байланысты болады, атап айтқанда, градиренге байланысты (сондықтан да осындай қондырғының салқындататын қабілеті мен нормативтік деректерге сәйкестігін тексереді).

53. Вакуумға әсер ететін басқа компонент салқындататын судың ысуы болып табылады, ол берілген бу жүктемесі кезінде салқындататын судың шығысына байланысты.

Суды ысытудың ұлғаюы оның шығысының жеткілікті болмауын көрсетеді, оның себептері құбырлардың және (немесе) құбыр тақтайшаларының бөгде заттармен, лайлы және минералды шөгінділермен, бақалшықтармен және басқалармен ластануы, циркуляциялық сорғыларды берудің төмендеуі, арматураның толық ашылмауы, сифондық әсердің азаюы салдарынан гидравликалық кедергінің ұлғаюы болып табылады.

54. Конденсаторда жылу алмасудың нашарлау себептерінің бірі – құбырлардың ішкі бетінде минералдық немесе органикалық шөгінділердің жұқа қабатының қалыптасуы болып табылады, ол гидравликалық кедергінің көрінетіндей артуын туғызбайды және сондықтан да байқала бермейді.

Осы фактордың әсер етуі температура қарқынының салқындататын бетіндегі жай-күйдің негізгі интеграциялық көрсеткішін талдау көмегімен пайымдалады (5) формулада үшінші қосылғыш).

55. Конденсатордың температуралық қарқыны (кез келген жылу алмасу аппаратындағы сияқты) жылу берудің жалпы коэффициенті, салқындататын суға өңделген будан жылу беру процесінің тиімділігінің өлшемшарттары ретінде беріледі.

56. Конденсатордың температуралық қарқынына конденсациялық қондырғының жекелеген элементтерінің жай-күйі мен пайдалану шарттарын сипаттайтын барлық негізгі факторлар әсер етеді:

1) бу жүктемесі;

2) температура;

3) салқындататын судың шығысы;

4) вакуумдық жүйенің ауа тығыздығы;

5) құбыр бетінің жай-күйі;

6) бітелген құбырлар саны;

7) ауа сейілтетін құрылғылар жұмысының тиімділігі.

57. Салқындататын судың берілген шығысы, шығар жолдағы оның температурасы және конденсатордың бу жүктемесі кезінде температура қарқынының өсуінің себептерін талдау үшін санамаланған факторлар мен көрсеткіштердің әрқайсысы талданады:

1) конденсатордан сорылатын ауа көлемін өлшеу көмегімен – вакуум жүйесіндегі ауа тығыздығы;

2) гидравликалық кедергінің мәні бойынша, визуальды, үлгілер алынып – құбырлар бетінің жай-күйі, көрінетін тозудың болуы;

3) бітелген құбырлардың саны бойынша – салқындатылатын жиынтық беткі қабаттың қысқартылуы;

4) эжекторлардың қолданыстағы сипаттамаларын айқындау арқылы – ауа сейілтетін құрылғы жұмысының тиімділігі.

58. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 3-суретте Ленинград машина жасау зауытының (бұдан әрі – ЛМЗ) 300-КЦС-1 және 200-КЦС-2 типіндегі конденсатор үшін тәуелділік көрсетілген.

59. Конденсатордың гидравликалық кедергісінің, оның кернеулі және қуатты келте құбырлары арасындағы қысымның құбылуының салқындататын су шығысына тәуелділігі W параболикалық қисық сызықты білдіреді, оның тұрақты коэффициенті осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 7-суретіне сәйкес, ластану дәрежесінің өсуімен ұлғайып отырады.

60. Конденсатордың, регенерациялық және желілік жылытқыштардың тиімділігіне талдау жүргізу үшін штаттық көлемнен астам елеулі өзгерістерді ұйымдастыру талап етілмейді және кезең-кезеңмен калибрлеу арқылы жеткілікті түрдегі дәлдікті қамтамасыз етеді.

6-параграф. Турбоагрегаттың жалпы үнемділігінің өзгеруін бағалау

61. Үнемділіктің өзгеруін бағалау кезінде пайдаланылатын негізгі өлшемшарттар – регенерациялау жүйесі сөндірілген конденсациялық режимде турбоагрегатты сынау нәтижелері бойынша алынған, бақылау сатысындағы қысымнан электр қуатының графикалық тәуелділігі болып табылады (тәжірибелік деректерді өңдеу процесінде осы сипаттама ағынды бөліктегі қысым сияқты, бірнеше сатылардағы қысымға байланысты алдын ала жасалады, бірлескен талдаудан кейін осы Әдістемелік нұсқауларлың 7-тарауының 2-параграфна сәйкес – бақылау сатысын түпкілікті таңдау жүргізіледі).

62. Тәуелділікті құру үшін электр қуатының тәжірибелік мәндері, мега Ватт (бұдан әрі – МВт) типтік энергетикалық сипаттамаларда (бұдан әрі – ТЭС) қамтылатын түзетулердің не зауыттық түзету қисық сызықтарының көмегімен номиналды ретінде қабылданған будың тұрақты параметрлеріне және конденсатордағы вакуумға сәйкес келтіріледі:

(6)

мұнда – сынақтар кезінде өлшенетін электр қуаты, МВт;

– жиынтық түзету, МВт.

63. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 8-суретте мысал ретінде, дәйектілікпен жүргізілген екі сынақтың деректері бойынша регенерациялау жүйесі сөндіріліп тұрған Ү және ҮІ іріктеу камераларындағы қысымға (соңғысы ОҚЦ кейінгі ресиверлердегі қысымға барабар) К-300-240 типіндегі турбинаның электр қуатының тәуелділігі көрсетілген.

Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 8-суреттен көрініп тұрғандай, қысымдарға тәуелділікті графикалық салыстыру негізінде алынған N_T электр қуатының өзгеру мәні жоғарыда аталған екі сатыда практикалық тұрғыдан сәйкес келеді, бұл алынған нәтижелердің жеткілікті дәрежеде сенімді екендігін көрсетеді.

64. Қуаттың өзгеруінің жалпы мәні, МВтғ есептік жолмен айқындалатын, жекелеген құрауыштар сомасы түрінде беріледі:

(7)

мұнда

– ысытылған бу аймағында жұмыс істейтін цилиндрлердің ішкі ПӘК-нің тиісті өзгеруінен туындаған қуаттың өзгеруі, МВт;

– басқа да факторларға, бастысы, цилиндрлер жалғағышының шеткі тығыздағыштары мен тығыз еместігі, құрсаулары мен диафрагмалары арқылы ағуларға, дренаждық және үрлемелі арналардағы арматураның тығыз болмауына, ылғалды бу аймағында жұмыс істейтін цилиндрлердің ішкі ПӘК-нің өзгеруіне байланысты қуаттың өзгеруі, МВт.

65.

мәні турбоагрегаттың жалпы қуатындағы оның мәнін және кейінгі цилиндрдегі қуатқа оның компенсациялайтын мәнінің белгісі бойынша кері мәнін ескере отырып, цилиндрдің ішкі ПӘК-нің өзгеруі бойынша бағаланады. Мысалы, ХТГЗ К-300-240 турбинасындағы ОҚЦ ішкі ПӘК 1 пайызға ұлғайған кезде

турбоагрегаттың жалпы қуатының өзгеруі шамамен 0,70 МВт-қа жетеді, өйткені ОҚЦ мен ҚҚЦ қуатының өзгеруі тиісінше плюс 1, 22 және минуус 0,53 МВт болады.

66.

мәнін жеткілікті дәрежеде дәл анықтау практикалық тұрғыдан мұмкін емес, өйткені ылғалды буда жұмыс істейтін цилиндрлердің ішкі ПӘК-нің өзгеруіне байланысты оның құрауышы мардымсыз (егер, елеулі бүлінулер жоққа шығарылатын болса), себебі ағынды бөлік бойынша абсолютті саңылау жеткілікті дәрежеде үлкен, ал салыстырмалылары қалақшалары елеулі түрде биік болғандықтан, аз болады. Бұл уақыттағы тығыздықтың жеткілікті сақталуына және олардың жай-күйінің үнемділікке аз әсер етуіне байланысты болады. Сондықтан да, қуаттың ескерілмейтін өзгерісінің негізгі құрауышы цилиндр элементтерінің тығыз болмауы және бітейтін арматура арқылы бақыланбайтын бу ағыны болып табылады. Осы ағулардың мәні, ең бастысы, сынақтар нәтижелері бойынша тікелей табылған және ылғалды буда жұмыс істейтін цилиндрлердің ішкі ПӘК-нің өзгеруі бойынша есептелген турбиналар қуатының өзгеруі мәндеріндегі алшақтықтарды айқындайды.

67. Турбоагрегаттың жүктемелік мүмкіндіктері мен үнемділігін бағалау үшін жобалық жылу схемасы кезіндегі оның ең жоғары электр қуатын айқындаудың үлкен мәні бар. Бу бойынша турбинаның жүктемесінің артуын шектейтін және ең жоғары электр қуатын айқындайтын негізгі өлшемшарт ретінде пайдалану және беруге арналған техникалық шарттар жөніндегі нұсқаулықта көрсетілетін, реттеуші саты камерасындағы қысымның мәні пайдаланылады. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 3-кестеде мысал ретінде К-300-240-2 ЛМЗ турбинасының электр қуатының ең жоғары мәні келтірілген.

68. Кейбір жағдайларда, ағынды бөлік бойынша басқа камералардағы қысымның мәні қосымша шектеледі, мысалы, салқын аралық жылыту арнасында және ҚҚЦ алдында (атап айтқанда, соңғысы К-500-240 және К-800-240 типіндегі турбиналар үшін 3 кгс/см² –ден аспайды).

16. Ең жоғары электр қуатын лимиттейтін себептер конденсатордағы вакуумның шекті жол берілетін мәндері мен турбинаның шығаратын келте құбырларының температурасы болып табылады.

70. Электр қуатын шектейтін басқа да факторлар турбинаның және оның жүйелері мен элементтерінің (діріл, клапандардың көтерілуі, салыстырмалы кеңеюі) жай-күйін сипаттайтын көрсеткіштер, сондай-ақ қосалқы жабдық пен қазандық тарапынан "сыртқы" жағдайлар болып табылады.

71. Ең жоғары электр қуаты жобалық жылу схемасы мен жобалықтан ең аз ерекшеленетін бу мен судың параметрлері кезінде тәжірибелерден айқындалады. Егер дәйекті сынақ нәтижелерін салыстырмалы талдау кезінде қуаттың азайғаны анықталса, онда оның себептерін анықтау үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 6-тараудың 1 – 5-параграфтарына сәйкес, турбоқондырғының барлық элементтерінің тиімділігін сипаттайтын көрсеткіштер салыстырылады, және оларда алшақтықтар болған жағдайда, тиісті ТЭС деректерінің көмегімен ең жоғары электр қуатының мәніне оның өзгерістерінің әсерін сандық бағалауға тырысады.

72. ЭС түпкілікті нәтижелері екі түрде беріледі – кесте және график.

73. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 6-тарауының 1, 2 және 6-параграфтарына сәйкес, қажет болған кезде, номиналды шарттарға қайта есептелген тексеру режимдерінің әрқайсысында турбоагрегаттың жай-күйін сипаттайтын көрсеткіштер мен барлық параметрлер кестеде көрсетіледі. Олардың негізгілері:

1) тоқтатқыш клапандарға дейінгі және кейінгі, реттеуді клапандардан кейінгі, камералар мен сатылы турбиналардағы және регенерациялық және желілік жылытқыштар алдындағы таза будың қысымы; конденсатордағы вакуум;

2) таза будың, аралық жылыту буының, қоректік судың, конденсаттың және тиісті жылытқыштардан кейінгі желілік судың, конденсаторға дейінгі және одан кейінгі салқындататын судың температурасы;

3) таза будың, қоректік судың, негізгі және желілік жылытқыштар конденсатының, желілік судың шығыстары;

4) генератор қысқыштарындағы электр қуаты.

74. Жоғарыда аталған кестелік деректер бойынша бақылау сатыларындағы қысымға қондырғының мынадай параметрлерінің графикалық тәуелділігі жасалады:

1) реттеуші клапандардан кейінгі, (сондай-ақ, таза бу шығысынан да), іріктеу камераларындағы және турбина сатыларындағы, жылытқыштар алдындағы қысым;

2) генератор қысқыштарындағы электр қуаты.

75. Конденсаторға бу шығысынан салқындататын су жылуының, температуралық қарқынның және конденсатордағы вакуумның тәуелділігі болады.

76. Температуралық қарқын, ысытатын бу құбырларындағы қысымның шығындары сияқты регенерациялық және желілік жылытқыштардың мұндай сипаттамалары олардың жылу жүктемесіне қарай жасалады.

77. Графикалық тәуелділіктер ЭС нәтижелерін өңдеу кезінде пайдаланылады, олар осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшада келтірілген.

Жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтарды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-кесте

Бу параметрлерінің шекті жол берілетін ауытқулары

Параметр	Орташа мәннің номиналдық мәннен барынша жол берілетін ауытқуы	Тәжірибе үшін орташа мәннің барынша жол берілетін ауытқуы
Таза бу қысымы, %	3	2
Конденсатордағы вакуум, миллиметр сынап бағанасынан (бұдан әрі - мм.рт.ст.)	-	2
Таза бу мен аралық жылыту буының температурасы, оС	8	6

2-кесте

Турбиналардың негізгі типтерінің ағынды бөлігінің бақылау сатылары

Турбина типі	Жылытқышта бақылау сатысы ретінде пайдаланылатын іріктеу камерасы
К-160-130	ПНД-5
К-200-130	ПНД-3
К-300-240 ЛМЗ	ПНД-3
К-300-240 ХТГЗ	ПНД-4
Т-100-130	ПНД-1
ПТ-60-130	ПНД-3

3-кесте

К-300-240 ЛМЗ турбиналары электр қуатының ең жоғары мәні

Жылу схемасы	Реттеуші саты камерасындағы шекті қысым, кгс/см2	Ең жоғары электр қуаты, МВт
ЖҚЖ сөндірілген	154	290,0
ТҚЖ сөндірілген	158	276,0
ЖҚЖ және ТҚЖ сөндірілген	128	255,0

1-сурет. Бу бөлу жүйесінің сипаттамасы:

1 – тоқтатқыш клапан алдындағы; 2 – реттеуші саты камерасындағы;

3, 4, 5, және 6 – 1, 2, 3 және 4-реттеу клапандары.

2-сурет. ІҚЦ мен ОҚЦ ішкі ПӘК-ін өзгерту

1 және 2 – регенерациялау жүйесі тиісінше қосылған және сөндірілген.

3-сурет. 300-КЦС-1 (р₂) конденсаторындағы вакуумның бу жүктемесіне (G₂) және салқындататын су температурасына (t₁^в) тәуелділігі:

А – салқындататын су шығысы 36000 текше метр/сағ (бұдан әрі - м³/с);

Б – салқындататын су шығысы 25000 м³/с.

4-сурет. 300-КЦС-1 (dt) конденсатордағы температура қарқынының бу жүктемесіне (G₂) және салқындататын су температурасына (t₁^в) тәуелділігі.

5-сурет. 200-КЦС-2 (dt) конденсатордағы температура қарқынының бу жүктемесіне (G₂) және салқындататын су температурасына (t₁^в) тәуелділігі:

А – салқындататын су шығысы 25000 м3/с;

Б – салқындататын су шығысы 17000 м3/с.

6-сурет. 300-КЦС-1 (

t) конденсатордағы салқындататын суды қыздырудың бу жүктемесіне (G₂) салқындататын судың шығысы 36000 м³/с. болған кездегі тәуелділігі

7-сурет. 300-КЦС-1 (

р) конденсатордың гидравликалық қарсылығының салқындататын су шығысына (W) тәуелділігі.

8-сурет. К-300-240 (N) турбина электр қуатының регенерациялау жүйесі сөндірілген кезде бағылау сатыларындағы қысымға тәуелділігі (V іріктеу камерасында және ОҚЦ кейін).

Жылу электр станцияларының бу турбиналарына экспресс-сынақтарды жүргізу жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-сурет а. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет б. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет в. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет г. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет д. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет е. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет ж. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет з. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет и. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет к. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет л. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет м. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет н. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет о. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет п. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет р. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет с. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет т. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

1-сурет у. Параметрлеріне қарай ысытылған будың тығыздығы.

2-сурет. Параметрлеріне қарай судың тығыздығы.

3-сурет. Параметрлеріне қарай су энтальпиясын айқындау

4-сурет. Сынапты вакуумметрлер көрсеткіштерін капиллярлыққа түзету.

5-сурет. Арон схемасы бойынша жалғанған екі ваттметрдің a1 и a2 көрсеткіштері бойынша cosf айқындау.

6-сурет а. Қысымына қарай будың қанығу температурасы.

6-сурет б. Қысымына қарай будың қанығу температурасы.

6-сурет в. Қысымына қарай будың қанығу температурасы.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 40-қосымша

Электр станцияларындағы өндірістік санитария бойынша жұмыстарды ұйымдастыру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр станцияларындағы өндірістік санитария бойынша жұмыстарды ұйымдастыру бойынша әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және қауіпсіздік техникасының инженерлері мен құрылымдық бөлімше басшыларының (цех, қызмет, учаске басшыларына, шеберлеріне) жұмысына тәжірибелік көмек ретінде ұсынылған.

Осы Әдістемелік нұсқауларда құрылымдық бөлімшелер мен барлық ұйымдарда мен Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігінің жүйесіндегі ұйымдар мен кәсіпорындардағы лауазымдық тұлғалардың міндеттері реттеліп ұсынылған.

2. Осы әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) өндірістік санитария – зиянды өндірістік факторлар жұмыскерлеріне әрекет ететін алдын алатын немесе азайтатын санитарлық-гигиеналық жүйе, ұйымдастырылған іс-шаралар мен техникалық құралдар.

2) еңбекті қорғау – еңбек қызметі барысында жұмыскерлердің денсаулығы мен өмірінің қауіпсіздігін, оның ішінде құқықтық, әлеуметтік-экономикалық, ұйымдастырушылық және техникалық, санитарлық-эпидемиологиялық, емдеу-профилактикалық, қалпына келтіру және өзге де іс-шаралар мен құралдарды қамтиды;

3) Еңбек қауіпсіздігі – қызметкерлердің қауіпсіздігін қамтамасыз ететін, қызмет барысында зиянды және (немесе) қауіпті өндірістік факторларды болдырмайтын кешенді іс-шаралар;

4) Еңбек қауіпсіздігінің шарты – еңбек процесі мен өндірістік ортаның талаптарының сәйкестігі және лауазымдық міндетін атқару кезіндегі қауіпсіздігі мен еңбегін қорғау;

5) зиянды өндірістік фактор –қызметкердің сырқаттануына әкеп соғатын немесе еңбек қабілетін төмендететін және (немесе) ұрпақ денсаулығына кері әсер ететін өндірістік факторлар;

6) зиянды өндірістік фактор – қызметкердің еңбек қабілетінен уақытша немесе тұрақты айырылуы (өндірістік жарақат немесе кәсіби сырқат) немесе өлімге әкеп соқтыруы;

7) жұмыс орны – лауазымдық міндеттерін орындау кезіндегі жұмыскердің тұрақты немесе уақытша жұмыспен қамтылатын орны.

8) Жеке қорғаныш құралдары – жұмыскердің зиянды немесе қауіпті өндірістік факторлардан қорғаныш құралдары, сонымен қатар арнайы киім.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген) (бұдан әрі – Қауіпсіздік техникасының қағидалары) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) (бұдан әрі – электр қондырғыларының ҚТҚ-сы) сәйкес өндірістік санитария саласында энергетикалық жабдықтарды пайдалану кезіндегі негізгі міндеттер қауіпсіз еңбек жағдайларын жасау, персоналды қауіпсіз жұмыс әдіс-тәсілдеріне үйрету, өндірістік жарақаттану себептерін анықтау және жою, өндіріс мәдениетін арттыру, өндірістік жарақаттану мен сырқаттануды болғызбау және төмендету бойынша ұйымдық-техникалық іс-шараларды әзірлеу және жүзеге асыру болып табылады.

4. Осы Әдістемелік нұсқаулар өндірістік санитария бойынша жұмысты ұйымдастырудың бірыңғай жүйесін, құрылымдық бөлімшелер мен осы жұмыстағы лауазымдық тұлғалардың функцияларын бекітеді.

5. Өндірістік санитария бойынша ұйымның бірыңғай жүйесін қарастырады:

1) өндірістік санитария бойынша жұмысты, кәсіпорынның басшылығы мен инженерлік-техникалық жұмыскерлерін және энергетика басқармасының органдарын қатыстырып белгілі бір жүйеге тогыстыру.

2) өндірістің барлық кезеңінде, техникалық және ұйымдастырушылық бақылауды жоғары деңгейде қамсыздандыру;

3) Түрлі тәртіп бұзушылықтың алдын-алу немесе ескерту, болдырмауына жағдай жасау, дер кезінде қадағалауды жүзеге асыру;

4) Қоғамдағы және еңбек ұжымындағы өндірістік жарақаттардың алдын-алу үшін профилактикалық жұмысқа қатысу;

5) Өндірістік санитария бойынша, барлық өндірістік басқарма деңгейінде, жоспарлауды, тұрақты бақылау мен өткізілетін жұмыс есебін ұйымдастыру, осы жұмысты талдау және бағалау, өндірістік жарақат пен сырқатты төмендету, моральдық және материалдық ынталандыру принциптерін кеңінен пайдалану.

6. Өндірістік санитария жұмыс орындарында, цехтарда, қызметтер мен басқа учаскелерде жіне барлық өндірістік бөлімшелерде, Әдістемелік нұсқауларға, бұйрықтарға, өкім хаттармен, және нормативтік материалдармен, сонымен қатар электр станциясын өткізу туралы ережелерге сәйкес, кәсіпорындар мен ұйымдарда үш деңгейлі бақылау жүргізіледі.

7. Кәсіпорындар мен ұйымдарда қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитариясының қауіпсіздік техникасы, бекітілген өкілдік бағыттары бойынша, кәсіпорын әкімшілігінен, ұйымдар мен жоғары тұрған органдарға тәуелді емес, мемлекеттік органдар және Қазақстан Республикасының инспекциясы жүзеге асырырады.

8. Өндірістегі жазатайым оқиға Қазақстан Республикасының Еңбек кодексінің 2015 жылғы 23 қарашадағы 20-тарауына сәйкес (бұдан әрі – Еңбек Кодексі) тергеледі және есепке алынады.

9. Заңнаманың, электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен кәсіпорындағы немесе ұйымдағы өндірістік санитарияның сақталуына қоғамдық бақылауды қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі өндірістік кеңес жүзеге асырады. Оның құрамына тепе-тең негізде, техникалық еңбек инспекторларын қоса алғанда, өз жұмысында Қазақстан Республикасының заңнамасын басшылыққа алатын жұмыс берушінің өкілдері, жұмыскерлердің өкілдері кіреді.

10. Әдістемелік нұсқауларда құрылымдық бөлімшелер функциялары мен өндірістік басқарма құрылымының түрлеріндегі лауазымдық тұлғалар реттеліп ұсынылады.

2-тарау. Қауіпті және зиянды өндірістік факторлар тізімі

11. Жылу электр станциясының объектілерінің құрылысы мен желісін пайдалану кезінде, жұмысшының сырқаттауына әкелетін, оның еңбек қабілетін төмендететін, уақытша немесе тұрақты еңбек қабілетін жоғалтуға, зақымдануға, жұмысшының кәсіби сырқаты немесе қайтыс болуына әкелетін, келесі қауіпті және зиянды өндірістік факторларды назарға алу қажет:

1) жабдықтың қозғалыстағы элементтері (сорғыш, күшті, механикаландырылған тор, жүкшығыр, қырғыш, суландырғыш, механикалық бұлғауыш және т.б. механизмдері);

2) ұшу жарақтары (тордан босатылған ұнтақтағышпен ұнтақтау кезінде), ұшу бөліктері (құбыр желісіндегі сынақтан өтетін тығындар, бетондалған құбырларды, пішінді бұйымдарды және т.б. жөндеу және қашау;

3) құлайтын бұйымдар мен саймандарды (сумен жабдықтау мен су тарту жүйесінде құдықтарда, тазарту құрылыстары мен желілерінде, қазандық, турбиналық бөлмелерінде, отын және көлік жабдықтарымен жұмыс істегенде);

4) газдан жарылғыш қоспаның түзілуі (құдықтарда, сорғы станцияларында, қызмет көрсету бөлмелерінде және т.б. бөлмелер мен құрылыстарда, қазандықтарда, турбиналарда, цехтағы отын және көлік жабдықтары және т.б.).

5) электр тогы мен электр шынжырындағы қауіпті деңгей кернеуі, тоқтың соғуы адам денесі арқылы өтеді.

6) өндірістік бөлмелер мен құрылыстардағы ауа температурасының төмендеуі;

7) ауа ылғалдығының жоғарылауы (сорғы станциясында, сүзгі, тұндырғыш үй-жайларында);

8) ультракүлгін деңгейінің жоғарылауы (бактерицидті қондырғы) және инфрақызыл (дегельминтизаторлар) сәулелену;

9) Бейне дисплейлі терминалдар мен дербес электронды-есептеу машиналармен жұмыс істегендегі өауіпті факторлар;

10) шу мен діріл деңгейінің жоғары болуы (технологиялық жабдықталған көлік залдарында, сорғы және ауа үрлейтін станцияларда және т.б. үй-жайлар мен құрылыста);

11) Жұмыс алаңындағы жарықтандырудың аздығы (құдықтарда, камераларда, арналарда);

12) Канал тазалайтын көліктерді су тарту үшін пайдаланған кездегі жоғары қысым әсерінен судың сорғалауы;

13) Құдықтар, каналдар, камералардағы, тазарту құрылыстарындағы газға айналған улағыш және басқа зиянды заттар (күкіртті сутегі, метан, жанармай буы, эфир, көмірқышқыл газ, озон);

14) баллондардың бөшкелердің, цистерналардың ағуының нәтижесінде пайда болатын газдар (хлор және басқа да қысылған, сұйықтатылған және араластырылған газдар);

15) ағын сулардан пайда болған жанғыш қоспалар (жанармай, мұнай), сонымен қатар газ тәрізді араластырған заттар, жарылу қаупі бар және уландыратын қоспасы бар су тарту мен құрылыс желілерінің пайда болуы;

16) ауаның шамадан тыс шаң болуы (күкірт қышқылды алюминий, хлорлы темір, сөндірілмеген және хлоры әк, күйдіретін натрий, белсендіоілген көмір, фторлы реагенттер);

17) сынап буып (сынапты аспаптармен жұмыс істеген кезде);

18) ағын сулар мен табиғи сулардағы патогендік (бактериялар, вирустар, қарапайымдылар);

19) ағын сулардағы гельминт жұмыртқалары.

12. Жоғарылауына жұмыс орнында санитариялық нормалар бойынша жол берілмейтін қауіпті және зиянды өндірістік факторлар шоғырлануының жол берілетін деңгейі және басқа да өлшемдері Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрінің 2015 жылғы 28 ақпандағы № 174 бұйрығымен бекітілген Өндірістік мақсаттағы ғимараттарға және құрылыстарға қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар санитариялық қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10939 болып тіркелген) (бұдан әрі – Өндірістік мақсаттағы ғимараттарға және құрылыстарға қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар), Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрінің 2015 жылғы 20 наурыздағы № 236 бұйрығымен бекітілген Өнеркәсіп объектілеріне қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар санитариялық қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11259 болып тіркелген) (бұдан әрі – Өнеркәсіп объектілеріне қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар) және "Табиғи және жасанды жарықтандыру" 2.04-02-2011 ҚР ҚН-ға (бұдан әрі – 2.04-02-2011 ҚР ҚН) сәйкес белгіленеді.

3-тарау. Кәсіпорын мен ұйым қызметкерлерінің функциялары мен бөлімдерінің функциялары (қызметі)

13. Кәсіпорындағы қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша жұмысты ұйымдастыру жүйесі:

1) кәсіпорынның барлық қызметкерлерінің белсенді қатысуын;

2) барлық инженерлік-техникалық жұмыскерлердің осы Әдістемелік нұсқаулардың аталған бөлімінде жазылған міндеттерін, сондай-ақ жазылған электр қондырғыларының ҚТҚ-сы жұмыскерлерінің электр қондырғыларының ҚТҚ-сында жазылған өз міндеттерін де міндетті түрде орындауын;

3) кәсіпорынның барлық инженерлік-техникалық қызметкерлерінің барлық жұмыс істеушілермен, қауіпсіздік техникасын сақтауын бақылауды;

4) электр қондырғылары ҚТҚ-сының бұзылуына әкеп соғатын факторларлы уақтылы анықтау және жою жөніндегі шараларды жүзеге асыруды;

5) кәсіпорында қауіпсіздік техникасы бойынша профилактикалық жұмыс өткізу көрсеткіштері мен өндірістік санитария, сонымен қатар, әрбір цехтағы ай сайынғы жұмысты бағалау және талдауына жүйелі есеп беру мен бақылауды (қызметте, учаскеде);

6) цех ұжымын қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша профилактикалық жұмыста деңгейінің жоғарылап, жетістікке жетуі үшін материалдық тұрғыдан ынталандыруды (қызметте, учаскеде);

7) жабдықтың өндірістік қауіпсіздігін, өндірістік процессін, ғимарат пен құрылыстың қауіпсіздігі, жұмыс істеушілерді жеке қорғаныш құралдарымен қамтамасыз етуді;

8) жұмыскерлерге емдеу-профилактикалық, санитариялық-тұрмыстық қызмет көрсетуді ұйымдастыруды көздейді.

14. Еңбекті қорғау қызметі және қауіпсіздік техникасы ұйымның бірінші басшысына бағынады (бас директор, бассшы, жетекші).

15. Кәсіпорында қауіпсіз және салауатты еңбек жағдайын по созданию құру жауапкершілігі кәсіпорыннның техникалық жетекшісіне жүктеледі.

16. қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитарияны меңгеру мен сақтауды қамтамасыз етеді

1) кәсіпорында толығымен - кәсіпорыннның басшысы мен техникалық жетекшісі;

2) өндірісте, цехта, қызметтерде, шеберханаларда, көлік шаруашлығы мен басқа да кәсіпорынның бөлімшелерінде – олардың басшылары, сонымен қатар кәсіпорын басшысының орынбасары және өздері бағынатын жалпы басқарма (бөлім) басшылары.

1-параграф. Кәсіпорын басшысы

17. Өндірістік санитарияның тәртібі, ережелері мен нормаларын сақтайды, сонымен қатар Қазақстан Республикасы Үкіметі мен кәсіподақ органдарының, жоғары тұрған органдардың, Мемлекеттік атом және энергетика бақылау мен қадағалау және техникалық инспекторлар, Еңбек Кодексіне сәйкес қаулы мен шешімдерді орындау.

18. Өндірістік санитария мен бойынша жағдайды жақсарту жоспары қарастырылып бекітіледі және ол маериалдық-техникалық база мен қаржылық қамсыздандыруды ұйымдастырады. Кәсіподақ тоқсан сайын жоспардың орындалуын мен қаржының дұрыс жұмсалуын қарастырады.

19. Кәсіподақ комитетімен бірігіп, өндірістік санитария жағдайын жақсартуды, қор есебінен жұмыскерлерге, қызметкерлерге, инженерлік-техникалық жұмыскерлерге, жұмыстағы жоғары көрсеткіштерге жеткені үшін, сыйақы беруді, материалдық қаржылық марапаттауды, жарыстарды, байқаулар мен ойындарды ұйымдастыруды қамтамасыз етеді.

20. Бас мамандармен, өндірістердің, цехтар мен кәсіпорынның өндірістік сұрақтар жөніндегі қызметтерінің басшыларымен жедел (селекторлық) жиналыстар өткізу кезінде олардан тәртіптің, нұсқаулықтардың, электр қондырғылары ҚТҚ-сының орын алған бұзушылықтары және соларды жою бойынша қабылданған шаралар туралы баяндама жасауды талап етеді.

21. Аптасына кем дегенде бір рет еңбек қорғау бөлімі мен қауіпсіздік техникасы бөлімдерінің, басқа цехтар мен өндірістердің бас мамандары мен орынбасарлары, жағдай жасау мен еңбек қауіпсіздігінің, тәртіп бұзылушылық пен оның алдын алу шаралары жайында есеп берулері тыңдалуы қажет. Әрбір жартыжылдық аяқталған соң жұмыстың қорытындылары мен еңбекті қорғауды одан әрі жақсарту жөніндегі шаралар кәсіподақ комитетімен бірлесе отырып, электр қондырғыларының ҚТҚ-сына сәйкес кәсіподақ активінде (конференцияда) қаралады.

22. Еңбек Кодексіне сәйкес, өндірістегі жазатайым оқиғалар мен зерттеу талаптарын сақтауды орындар қамсыздандыруды ұйымдастырады.

23. Өндіріспен байланысты жазатайым оқиғалар мен өндіріс санитариясындағы жағдайды жақсарту жоспарының дер кезінде орындалуын қамтамасыз етеді.

24. Кәсіпорындағы жазатайым оқиғалар мен электр қондырғылары ҚТҚ-сының бұзушылықтары туралы материалдарды қарайды. Осындай жағдайлардың болмауын алдын алады және кінәлі адамдарға тәртіптік жаза қолданылады.

25. Ай сайын қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитарияны тексеру ұйымдастырлады және тексеруге қатысады. Табылған жетіспеушіліктерге шаралар қолданылады.

26. Арнайы киіммен, арнайы аяқ киіммен және тағы да басқа қорғаныш құралдарымен қолдануын, арнайы киіммен, арнайы аяқ киімдерін химиялық тазарту, жуу және жөндеу Қазақстан Республикасының 2012 жылғы 24 желтоқсандағы "Арнайы киіммен, арнайы аяқ киіммен, басқа да қорғаныш құралдарымен қорғау және энергетика саласындағы жұмыскерлерге арналған құралдар мен жабдықтардың әдістемелік есебін бекіту туралы" Индустрия және жаңа технологиялар комитеті төрағасының № 124-П бұйрығына сәйкес орындайды, (бұдан әрі – Арнайы киімнің шығын нормалары есебінің әдістемесі).

27. Жұмыс істеушілердің электр қондырғыларының ҚТҚ-сын және өндірістік санитарияны орындау бөлігінде жұмыс орындарына жүйелі түрде кенеттен тексерулер жүзеге асырылады.

28. Қызмет етушілердің жұмыс кестесіне жоспар-кестесі, кәсіпорынның қауіпсіздік техникасының қызметі мен олардың орындалуын қамтамасыз етіп бекітіледі.

29. Қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша нұсқауларды кәсіподақ комитетімен бірігіп қарастырып бекітіледі. Олардың уақытында өңделуі мен қарастырылуы, Еңбек Кодексіне сәйкес қамтамасыз етіледі.

2-параграф. Кәсіпорынның техникалық басшысы

30. Өндірістік санитария бойынша, келешек жоспарды жақсарту жұмысымен, олардың орындалуын бақылауды ұйымдастырады.

31. Өндірістік бағыттағы ғимараттар мен құрылыстардың, өндірістік объектілердегі санитарлық-эмидемиологиялық талаптар және ҚР СН 2.04-02-2011, Санитарлық-эмидемиялогиялық талаптарға сәйкес, қауіпсіздік техникасының стандарттар жүйесімен ережелерін енгізу мен сақтауды қамтамасыз етіледі.

32. Шараларды дайындауды бақылауды, қауіпсіздік пен салауатты еңбек жағдайының жаңа жобаларды пайдалану, өндірістегі құрылыс пен кеңейтілуін, өндіріс жұмысының жобалары мен технологиялық карталарын ұйымдастыру.

33. Өндіріс санитариясындағы бөлімше жағдайын тексеру бойынша, қауіпсіз қабылдау мен жұмыс істеу әдістерін сақтауда үшдеңгейлі бақылауды ұйымдастырып өткізуді қамтамасыз ету. Ай сайын өндіріс санитариясын тексеруге бір бөлімше қатысады. Табылған кемшіліктер тексеру актілерінде белгіленеді.

34. Өндіріс санитариясы ережелерімен жұмыс істеушілер жұмыс орындарын кенеттен тексеруді жүзеге асыруы мүмкін. Жауапты тұлғалардыңмен орындау мерзімі жазылған құжат дайындалады.

35. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің бұйрығы мен қаулысын орындауды, сонымен қатар Мемлекеттік атом және энергетика қадағалау және бақылау, еңбек қауіпсіздігі кәсіподағының техникалық инспекторлары ұйымдастырып бақылайды.

36. Өндірістік санитария ережелерін бұзу, тәртіптік жазалар мен шараларды қолдану мен кәсіпорын басшысының кінәлі тұлғаларға қатысты, ішкі әртіпке сәйкес, ұсыныстарын қабылдайды.

37. Жұмыс орындалған кезде еңбек қауіпсіздігін анықтайтын, құрылымдық бөлімшелердің ережелері, нормалары мен нұсқаулықтары, инженерлік-техникалық жұмыскерлерін тексере алатын басшылық тексеру комиисиясын да басқарады.

38. Айына 1 рет, ай сайын өткізілетін қауіпсіздік техникасынан басқа, бас мамандармен, цех пен қызмет басшылығы, өндірістік санитария жағдайын жақсартатын сұрақтар мен өндірістік жарақат мен сырқаттың алдын-алу сұрақтары бойынша жиналыстар өткізілуі тиісті.

39. жаңашыл және ойлап тапқыштар үшін, сонымен қатар ғылыми-зерттеу және жобалау-байқау жұмысын өткізу, еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитарияны қамсыздандыруға бағытталған жұмыс тақырыбы анықтайды. Кәсіпорында өнеркәсіптік өңдеулерді дайындап енгізетін әдістемелік басшылық жүзеге асырады.

40. Кәсіпорындағы ауыспалы жұмыс әдістері мен қауіпсіз еңбек қабылдауды насихаттау және енгізуді ұйымдастырады.

41. Өндірістік жабдықтардың қауіпсіздігі мен өндірістік процестерді қамтамасыз етеді.

42. Персоналдың электр қондырғыларының ҚТҚ-сын және өндірістік санитарияны білуін тексерудің жылдық жоспар-кестелерін бекітеді, олардың орындалуын қамтамасыз етеді.

3-параграф. Құрылыс бойынша уәкілетті тұлға

43. Құрылыста жаңа құрылысты жоспарлау және қолданыстағы объектілерді кеңейту мақсатында, құрылыс нормалары мен өндірістік санитарияға сәйкес тексеріс ұйымдастыру.

44. Құрылыс-монтаждау мердігерінің жұмысын, қауіпсіздік жұмысын қаматамасыз ете отырып, кәсіпорын аумағында келісіп ұйымдастыру.

45. Құрылыс және қайта құрастыру объектілерінің кешендерінде, өндірістік санитария бойынша жұмыстың дер кезінде орындалуын, Өндірістік бағыттағы ғимараттар мен құрылыстардың санитарлық-эпидемиологиялық талаптары, Өндірістік объектілердегі санитарлық-эпидемиологиялық талаптарына ҚР СН 2.04-02-2011 талаптарына сәйкес, бірігіп ұйымдастырады.

46. Құрылысы аяқталған объектілерді пайдалану (тапсыру) үшін қабылдауды, әрекеттегі нормалар мен ережелерге сәйкес болуы, жобалауы, аяқталмаған, өндірістік санитарияның еңбек қауіпсіздігі мен нормаларына сәйкес емес құрылыстар пайдалануға берілмейді.

47. Бекітілген мерзімде күрделі жөндеу жұмысын аяқтауға байланысты, өндірістік санитарияның жағдайын жақсартуды жоспарлауға қатысады.

48. Өзіне бағынышты бөлімшелердегі қауіпсіз жағдайды құру бойынша жұмысты жүзеге асырады, сонымен қатар:

1) Еңбек қауіпсіздігімен жұмыс істеушілерді бақылайды;

2) Айына кем дегенде 1 рет, өндірістік санитарияның жағдайы мен бірнеше бөлімшелерді тексеру комиссиясын ұйымдастырады және басқарады;

3) инженерлік-техникалық білімі бар жұмыскерлермен, ережелере, нормалар мен нұсқаулықтар, орындалған жұмыс бойынша еңбек қауіпіздігін анықтайтын комиссияны басқарады;

4) Еңбек Кодексіне сәйкес жазатайым оқиғалардың уактылы тергеп-тексерілуін бақылайды, электр қондырғылары ҚТҚ-сының және өндірістік санитарияның бұзушылықтарын тергеп-тексеру және бұзу материалдарын қарайды, олардың қайталанбауын болғызбау бойынша шаралар қолданады;

5) еңбек қауіпіздігін қамсыздандыру және оның шартын жақсартуға бағытталған, іс-шараларды ұйымдастырады және бақылайды;

6) Адамның денсаулығы мен өмірін қауіп төнген жағдайда жұмыс істеуге рұқсат етілмейді.

49. Өндірістік санитария мен құрылыстардағы нормаларды қамтамасыз етеді (құрылып жатқан, пайдаланылып жатқан).

50. Өндірістік санитария нормаларын жұмыскерлермен орындау бөлігіндегі жұмыс орындарына жүйелі кенет тексерулер жүргізеді.

4-параграф. Жалпы сұрақтар бойынша уәкілетті тұлға

51. Еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитариямен, іс-шаралардың уақытында орындалуын қамсыздандыру үшін, дер кезінде материалдармен, жабдықтармен, арматура және аспаптармен қамтамасыз еті керек.

52. Арнайы киім, арнайы аяқ киім, қорғаныш құралдары, сақтандырғыш құралдары, сабындар, жуу және дезинфекциялау құралдары, сонымен қатар дер кезінде жөндеу, химиялық тазалау, жуу, кәсіпорын жұмыскерлерін сақтау және қамиамасыз ету, арнайы киім сапасыз болған жағдайда, талап-шағымдарын айту.

53. Кәсіпорынның қоймалары мен базаларында шикізатты және дайын өнімді қоймалау, сақтау және жіберу кезінде электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен өндірістік санитария нормаларының сақталуын қамтамасыз етеді.

54. Қауіпсіз еңбек шартын цехтарда, (қызметтерде), бөлімдерде, қоймаларда, тиеу-түсіру жұмысын, алаңдар мен басқа да жұмыс алаңдарында құру үшін, Еңбек Кодексіне сәйкес жүзеге асыру:

1) Бір немесе бірнеше бөлімшелерге, айына бір рет, еңбек шарты мен қауіпсіздігін тексеру бойынша комиссия жұмысын ұйымдастырып басқарады;

2) жұмыскерлердің инженерлік-техникалық білімін, ережелерді, нормалар мен нұсқаулықтарды білуін, еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитария нормалары анықтау бойынша жұмыс орындайды;

3) Еңбек Кодексіне сәйкес жазатайым оқиғалар мен жол-көлік оқиғаларының уактылы тергеп-тексерілуін бақылайды, электр қондырғылары ҚТҚ-сының және өндірістік санитарияның бұзушылықтарын тергеп-тексеру және бұзу материалдарын қарайды, олардың қайталанбауын болғызбау бойынша шаралар қолданады;

4) өндірістік санитария жағдайын жақсартуға бағытталған, іс-шараларды ұйымдастырады және бақылайды;

5) көлік қозғалысы мен жүк тасымалдау, осының барлығы адам өмірі мен денсаулығына қауіп төндірген кезде жұмыс істеуге рұқсат етілмейді;

6) санитарлық-гигиеналық еңбек жағдайын қамтамасыз етеді;

7) жұмыскерлердің емдеу-профилактикалық және санитарлық-тұрмыстық тұрғыдан қамтамасыз етеді және ұйымдастырады.

5-параграф. Экономикалық сұрақтарға уәкілетті тұлға

55. Өндірістік санитария бойынша іс-шара жеңімпаздары мен белсенді қатысушыларды материалдық тұрғыдан ынталандыру үшін, ұжымдық шартпен анықталған, қаржы бөлу бағдарламасын дайындауға қатысу.

56. Энерготехнологиялық құрылғыларды қауіпсіз тасымалдауды қамсыздандыруды есепке алушы жұмыскерлердің санын жоспарлау мен жоспарлы-ескерту жөндеулерін толық көлемде қамтамасыз ету.

6-параграф. Кәсіпорынның өндірісі (технология) бойынша техникалық басшысының орынбасары, бас технолог

57. Жұмыскерлерге арналған еңбек қауіпсіздігін қорғауды және ұйымды қолдану мен өндірістің ең соңғы технологиясын қолдануды қамтамасыз ету.

58. Егер осы өзгерістерді өндірістік санитария нормаларында пайдаланбаса, технологиялық сызбалар мен өндіріс технологиясына өзгеріс енгізу және өндіруді ұйымдастыруға болады.

59. Технологиялық карталар мен ережелер, әрекеттер нұсқаулықтарын, түрлі параметрлер шамасы мен сақтық шараларын, технологиялық процесстер мен операциялардың қауіпсіздігінің кепілін бақылайды.

60. ғылыми-зерттеу институттарының, жаңа технологиялық процестер мен операцияларды, өнертабысты меңгеру бойынша ұсыныстарды, жаңа техника мен технологияларды өндірістік санитария шарты бойынша енгізу мен жүзеге асыру жобаларының ұсыныстарын қарастырады.

61. Өндірістік санитария нормаларының талаптарына сәйкес, шығарылатын өнімді стандар пен техникалық шарттарға енгізуді қамтамасыз ету.

62. технологиялық процесс пен технологиялық операциялардың режим картасына, нұсқаулықтарға, талап ережелері мен өндірістік санитария нормаларына сәйкес болуын жүйелі бақылауды ұйымдастыру.

63. Жұмыскердің өмірі мен денсаулығына қауіп төндіретін, тәртіп бұзушылықтар анықталған кезде, тез арада шара қолданылып, болмаған жағдайда технологиялық процесс тоқтатылады.

64. өндірістік санитария жағдайын тексеру бойынша комиссия жқмыстарын ай сайын ұйымдастырып басқаратын, кәсіпорынның бір цехы болып табылады. Бұндай комиссия жұмысын кәсіпорын басшысы немесе техникалық жетекші.

65. Цех, қыхмет, технологияға жауап беретін технологтармен, басшы орынбасарларымен (бас инженер) жұмыскердің өмірі мен денсаулығына қауіп төндіретін, технология процесі мен технологиялық операцияларды орындау қағидаларын енгізу нормаларын егжей-тегжейлі талдау өткізеді.

66. Кәсіпорын жұмыскерлерінің инженерлік-техникалық білімін, ережелерін, нормалары мен нұсқауларын, еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитария нормаларын тексеру бойынша комиссия жұмысына қатысады.

67. Өндірістік санитария нормаларын, жұмыс орындарын жүйелі түрде кенеттен тексеруді жүзеге асырады.

68. Кәсіпорын цехтары мен бөлімшелерінің жұмыскерлерінің жұмысын бақылайды.

69. Қызмет барысында, кәсіпорынның цехтарымен мен құрылымдық бөлімшелерінде қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитарияны бақылайды.

7-параграф. Кәсіпорынның қауіпсіздік техникасының бөлімі

70. Қауіпсіздік техникасының жұмысын Еңбек кодексі мен осы Әдістемелік нұсқауға сәйкес ұйымдастырады.

8-параграф. Кәсіпорынның жол қозғалысы қауіпсіздігінің қызметі

71. Жол-көлік оқиғасы мен автокөлік құралдарының техникалық жағдайын бақылау бойынша алдын-алу жұмысын ұйымдастыру.

72. Жол-көлік апаты мен көлік жүргізушінің жол ережесін сақтауына бағытталған, кәсіпорынның жол-көлік оқиғасының себептерін талдау және есепке алу, ұйымдастырушылық-техникалық іс-шараларды дайындайд.

73. Жол-көлік оқиғасының алдын-алу бойынша іс-шараларды орындауды бақылау.

74. Қозғалыс қауіпсіздігі мен ведомстволық бағынышты бөлімшелер мен басқа кәсіпорындардың өндірістік санитариясының жағдайын кешенді тексеруге қатысу.

75. Жол көлік қауіпсіздігін қамсыздандыру мен автокөлік құралдарының техникалық тасымалдануының, көлік бөлімшелерінің жұмысын бақылайды.

76. Автокөлік цехтарындағы жұмыс орындарын кенеттен жүйелі тексеру мен көлікті желілік бақылау, сонымен қатар өндірістік санитария нормаларының жағдайына зерттеу жасалды, өндірістік бағыттағы ғимараттар мен құрылыстар ҚР СН 2.04-02-2011 Санитарлық-эпидемиологиялық талаптарға сәйкес, анықталған бұзушылықтарды жою жөніндегі нұсқамаларды анықтайды.

77. Персоналмен қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша жұмысты ұйымдастырады, автокөлік кәсіпорындарында жұмыс істейтіндердің электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен жол жүрісі қағидаларын білуін тексеруге қатысады.

78. Өндірістік жабдықты, пайдалануға берілген, жұмысшыларды санитарлық-тұрмыстық, жеке қорғаныс құралдарымен, арнайы киіммен және арнайы аяқ киім жағынан қамсыздандыру және тексеру.

9-параграф. Кәсіпорынның бас механигі, бас энергетигі

79. Цехтағы (қызметте, бөлімде) барлық мамандықтарға арналған нұсқаулықтарды, басшылық пен кәсіподақ комитетінің бекітілуіне ұсынылады, осы нұсқаулықтармен жұмыскерлерді және қызметкерлерді қамсыздандырып олардын осы ережелерді сақтауға талап қою қажет. Қажет жағдайда берілген нұсқаулықты қайта қарастыруды ұйымдастыруға болады.

80. Өзінің қарамағындағы көлік құралдары мен жабдықтарға профилактикалық қарап-тексеруді, сынақтарды, жоспарлы-алдын алу жөндеуді уақтылы және қауіпсіз жүргізуді, сондай-ақ электр қондырғыларының ҚТҚ-сына сәйкес электр және басқа да энергетикалық қондырғыларды, жекелеген жабдық түрлерін пайдалану және жөндеу кезінде электр қондырғыларының ҚТҚ-сын, өндірістік санитария мен нұсқаулықтарды орындауды қамтамасыз етеді.

81. Персоналды техникалық пайдалану қағидалары мен электр қондырғыларының ҚТҚ-сын және өндірістік санитария нормаларын үйретуді және білуін тексеруді ұйымдастырады.

82. Жұмыс орындарында, жабдықтарды тасымалдау мен жөндеудің нақтылығы мен құрылыс сапасының еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитария нормаларын анықтайды.

83. Электр қондырғыларының ҚТҚ-сына сәйкес электр және басқа да энергетикалық қондырғыларды пайдалану кезінде еңбек қауіпсіздігін жасау жөніндегі іс-шараларды әзірлейді.

84. Электр қондырғыларының белгіленген ҚТҚ-сының сақталуына жүйелі бақылау ұйымдастырады.

85. Аптасына бір реттен сиретпей, өзіне бағынысты кемінде бір цехта, учаскеде, басқа да бөлімшеде электр қондырғылары ҚТҚ-сының және өндірістік санитария нормаларының сақталуын тексерді.

86. Жұмыскерлердің денсаулығы мен өміріне қауіп төнген кезде, апат пен тәртіп бұзушылық туындаған кезде, бқл кемшіліктердің алдын алу шаралары қолданылады және энергетика құрылғылары мен жеке жабдықтардың жұмысы да тоқтатылауы мүмкін.

87. Жұмыстарды қауіпсіз жүргізу қағидалары мен әдіс-тәсілдеріне үйретілмеген немесе белгіленген тәртіпті және электр қондырғыларының ҚТҚ-сын өрескел бұзуға жол беретін адамдарғажұмыс істеуге рұқсат бермейді.

Қауіпті жқмыс түрін істеу үшін, ереже мен қабылдауларды меңгермеген және бекітілген тіртіп пен қауіпсіздік ережелерін өрескел тіртіп бұзушы жұмысшыларға рұқсат берілмейді.

88. Ай сайын еңбек шарты мен қауіпсіздігін тексеру үшін комиссия жұмысын, цехта қызмет атқаратын немесе басқа құрылымдық бөлімше қызметкері басқарады. Бұндай комиссия жұмысына кәсіпорынның басшысы немесе техникалық басшысы қатысады.

89. Техника қауіпсіздігінің жағдайын жақсартатын жұмыс жоспарында қарастырылған жұмыстың орындалуын, кәсіпорынның бұйрығы мен қаулысын, соынмен қатар номенклатуралық іс-шаралар мен қауіпсіздік техникасын жақсарту бойынша нұсқау мен цехтағы өндірістік санитария нормаларын, басқа да бөлімшелердегі жұмысты қамтамасыз етеді.

90. ҚР СН 2.04-02-2011 сәйкес ғимараттың, жұмыс орындарының, эстакадалардың, ашық саябақтар мен қоймалардың, кәсіпорын аумағында нормаларға сәйкес жабдықталуын қамтамасыз етеді.

91. Жабдықтардың техникалық паспортының дер кезінде және дұрыс енгізілуі мен құрылуын қамтамасыз етеді.

92. Жабдықты дайындаушы паспортындағы талаптарына, нұсқаулықтарына, технологиялық карталарына, қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитарияға сәйкес, дұрыс монтаждау және жабдықты тасымалдауды ұйымдастырады. Шегінуді болдырмау бойынша шаралар қабылдайды.

93. Тоқсан сайын инженерлік-техникалық жұмыскерлерді басқаратындармен бірігіп, цех пен учаскелердегі жабдықтарды қамтамасыз ететендермен, жарақаттану, өндіріс ережелерінің жұмысы мен оларды жою шараларын қарастырады.

94. Нұсқаулар мен тексеру актілерінде көрсетілгенқ қауіпсіздік техникасының жағдайы мен өндірістік санитарияның нормалары, бөлімшелердегі жазатайым оқиғалар, олардың қайталанбауын қадағалау және дер кезінде цех басшылығына хабарлау туралы іc-шаралардың орындалуын қадағалайды.

95. Жұмысты орындау кезінде, еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитария нормаларын анықтайтын, жұмыскерлердің инженерлік-техникалық білімдерін тексеруші комиссияның жұмысына қатысады.

96. Цех басшыларымен және тиісті бөлімшелерде, әрбір тәртіп бұзушылық бойынша егжей-тегжейлі талдау бойынша, электр жабдықтары мен басқа да энергетикалық құрылғыларды пайдалану, сонымен қатар ауыр жазатайым оқиғаға әкеп соғатын өндірістік санитария шартын қарастыру.

97. Көлік құралдары мен басқа құралдар механизмін монтаждау және пайдалану процесі кезінде, қауіпсіз пайдалану, кемшіліктер мен шағым жібереді, кәсіпорынға бағынатын, жоғары тұрған бас механик пен энергетика дайындаушыға жібереді.

98. көлік құралдарын мен жабдықтарын, техникалық жағдайы қанағаттанарлықсыз жағдайда пайдалануға тыйым салынады және қауіпсіз жағдайға жеткенше пайдалану тоқтатылады. Бұл жайында кәсіпорынның техникалық жетекшісіне хабарланады.

99. Ережелер мен қабылдауын білмейтін, өрескел тәртіп бұзатын жұмыскерлерге жұмыс істеуге рұқсат берілмейді.

100. Жөндеуді қамтамасыз етеді, алынбалы, жүк қармау құрылғыларын сынау, шағын механизация құралдары.

101. Пайдалануға берілген ғимараттар мен құрылыстардың қауіпсіз жағдайын қамтамасыз ету.

102. Өндірістік процесс қауіпсіздігін қамтамасыз етеді.

103. Кәсіпорындағы жазатайым оқиғаларды зерттеу комиссиясына қатысады.

104. Кенеттен жұмыс орнын тексеруді жүргізеді.

105. Жұмыскерлерді жеке қорғану жабдықтарымен және қорғаныш құралдарымен (штангтар, көрсеткіш, диэлектрлік қолғаптар, дабылқаққыштар, жылжымалы жерге қосу, Әдістемелік нұсқауларға сәйкес арнайы киіммен). қамтамасыз етеді.

10-параграф. Кәсіпорынның өндірістік-техникалық бөлімінің басшысы

106. Технологиялық карталардың, жөндеу жүргізу жоспарын, қауіпсіздік техникасының нұсқаулары мен өндірістік санитария нормаларының қайта қарастырылуы мен дер кезінде және сапалы дайындалуын ұйымдастырады және бақылайды, оны кәсіподақ комитетімен келісіп жүзеге асырады.

107. Технологиялық сызбалар, процестер мен операциялар қауіпсіздігі, энергия жабдықтарымен, құрылыс пен цех өндірісінің қайта құрылуында жұмыс істейтін жұмыскерге қолайлы еңбек шартын қарастырады.

108. Ай сайын цехтар мен басқа бөлімшелердегі, кәсіпорын басшылығындағы жұмыс жағдайы мен еңбек қауіпсіздігін тексеруге қатысады.

109. Цехтарды, учаскелерді жедел және тағыда басқа журналдармен, нұсқаулармен, технологиялық карталармен, сызбалармен, жөндеу жұмысын жүргізетін жоспарлармен қамтамасыз етеді.

11-параграф. Кәсіпорынның еңбек бөлімі мен еңбек ақы жөніндегі басшысы

110. Кәсіпорындағы еңбекті ұйымдастыруды, өндірісті басқару, материалдық ынталандыру, еңбек қауіпсіздігін жүзеге асыру ауданында жұмыс жүргізеді.

111. Еңбекті қорғау қызметімен және қауіпсіздік техникасымен бірігіп, жекелеген санаттардағы жұмыскерлердің жеңілдіктер мәселелерін қарастырады және осы жеңілдіктерді шаруашылықта қолдану үшін материалдар дайындайды.

112. Ұжымдық шарт дайындау бойынша жұмысты ұйымдастырады және оның орындалуын қадағалайды.

12-параграф. Кәсіпорынның материалдық-техникалық жабдықтау бөлімінің басшысы

113. Арнайы киім, арнайы аяқ киім, жеке қорғаныш құралдары, қорғаныш жабдықтарына сұраныстардың дер кезінде және сапалы құрылуын қамтамасыз етеді және оларды Әдістемелік есепте бекітілген нормаларға сәйкес қабылдап, жұмыскерлерге таратып беру қажет. Қоймадағы киімдерге дұрыс есеп жүргізіп, арнайы киім мен арнайы аяқ киімге тиісінше сақтауды жүзеге асыру қажет.

Алынған бұйымдардың сапасы төмен болған жағдайда, шағым дайындау қажет.

114. Кем дегенде айына бір рет, қойма меңгерушілерімен және қоймашылармен бірігіп, әрбір қоймадағы заттарды жинақтау кезіндегі, киімдердің сақталуының қауіпсіздік техникасының сақталуын тексеріп отырады.

115. Қойма мен бөлімдердің жұмыскерлері үшін, қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша дер кезінде үйретулер және нұсқаулықтардың өткізілуін ұйымдастыру.

116. Қоймаларды, ондағы орналасқан киімдермен материалдардың, қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария нормалары бойынша журналмен, орналасуы бойынша сызбалармен қамтамасыз етеді.

117. Қоймадағы жазатайым оқиғалар мен өртену жағдайында зерттеу жүргізеді жіне ондай жағдайдың болдырмауы үшін шара қолданады.

118. Жоспарланған іс-шаралар бойынша қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелеріне сәйкес, дер кезінде материалдармен және жабдықтармен жабдықтауды қамтамасыз етеді.

119. Қоймаларда өртке қарсы іс-шаралар, қолмен жұмыс істеу механизациясымен қамтамасыз етеді.

13-параграф. Кәсіпорынның заң кеңесшісі

120. Өндірістік санитария нормаларын бұзу кезіндегі кәсіпорнның зардап шегуінің регрессивті зияны.

121. Кәсіпорын материалдық шығын мен өндірістік санитария нормаларын сақтамағандықтан, жазатайым оқиғалардан зардап шеккендер мен кәсіби сырқатқа ұшырағандарға регрессивті қуынуды ұсынады.

122. Ұсынылған кәсіпорын жұмыскерлерін, өндірістік санитария нормаларын бұзғаны үшін, тәртіптік жаза мен материалдық жауапкершілікке тарту бойынша құқықтық қорытынды береді.

14-параграф. Кәсіпорынның бас есепшісі

123. Қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария нормалары бойынша іс-шаралар шығынының жалпызауыттық сметаны есепке алып орындалуын жүзеге асырады, көрнекі құралдар сатып алу мен бұқаралық ақпарат құралдарын шақырту бойынша жұмысты атқарады.

124. Кәсіпорында электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен өндірістік санитарияда көзделген іс-шараларды өткізуге арналған қаражатты жұмсау баптарының дұрыс жатқызылуын қамтамасыз етеді.

15-параграф. Өндірістік бөлімшелер (цех, қызмет, аудандық электр желілері аудандық жылу желілері, құрылыс және монтаждау учаскелері)
басшысы (аға прораб)

125. Сеніп тапсырылған цехтың барлық инженерлік-техникалық жұмыскерлері мен барлық мамандықтар мен қызметтер үшін, қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша нұсқауларды басшылық пен кәсіподақ комитетінің бекітуіне ұсынып, инженерлік-техникалық жұмыскерлері мен барлық мамандардың, қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша нұсқауларды, Еңбек кодексіне сәйкес, қатаң сақталуын қамтамасыз етеді.

126. Технологиялық процестерді және өндірістік операцияларды орындау үшін, сондай-ақ қауіпсіз жұмыс жүргізу, ғимараттар мен құрылыстарды пайдалану, техникалық қызмет көрсету және жабдықтардың, аспаптардың, арматураның, коммуникацияларды тиісті тәртіппен қамтамасыз етеді.

127. Күн сайын цехтың жедел журналына жазбалармен танысады, оны, сондай-ақ журналда жабдықтардың ақауларын, өндірістік санитарияның жай-күйі туралы нормаларын, ережелерін, оларға бұрыштама қоюды, кемшіліктерді жоюды қамтамасыз етеді. Цех учаскелерінің басшыларынан, прорабтардың баяндаманың басында жұмыс күнінің жай-күйі туралы технологиялық процесін, жабдықтардың және қорғау құралдарының, орын алған бұзушылықтар жөнінде нормаларын, еңбек қауіпсіздігі және өндірістік санитария айтылуын талап етеді.

128. Дер кезінде инженерлік-техникалық қызметкерлердің, техникалық қауіпсіздігі мен өндірістік санитария ережелерінің жаңа және қайта қаралатын нұсқаулықтары мен басқа да құжаттарын ұйымдастырады, олардың орындалуын бақылауды жүзеге асырады.

129. Жылына кемінде 1 рет, жұмыс орындарының құрал-саймандардың, аспаптардың, сигнал беру және блоктау, қоршауларды, желдету жүйелерінің, үй-жайларды және құрылыстарды жай-күйін тексеруді жүзеге асырады, сондай-ақ оларды пайдалану қауіпсіздігін қадағалайды. Анықталған кемшіліктерді жою бойынша шаралар қабылдайды.

130. Әдістемеге сәйкес, арнайы киім, арнайы аяқ киіммен, қорғау құралдарымен, сақтандыру бейімділігімен, сабынмен және сумен жұмыс істейтін жұмыскерлерді, шығыс нормаларын есептеп, қамтамасыз етуді ұйымдастырады.

131. Апаттар, жарылыс, өрт және жарақат кезінде, хабарлама, дабыл қағу, сондай-ақ қорғаныс құралдарын, тұрақты жұмысқа жарамды күйде жүйелер мен құрылғылар ұстап тұруды қамтамасыз етеді.

132. Жылына кемінде 1 рет цех комиссиясының (қоғамдық аға инспектор) төрағасымен бірлесе отырып, қауіпсіздік техникасы бойынша, басқа цех қызметкерлерне егжей-тегжейлі II сатылы бақылау жүргізеді, әрбір цех учаскесінде еңбек қауіпсіздігі тәртіппен, жай-күйін тексеру жағдайларын жүзеге асырады Бақылаудың I сатысының жұмысын бағалайды. Тексеру кезінде анықталған кемшіліктерді жою жөнінде шаралар қолданады.

133. өндірістік санитариясының нормаларына сәйкес, ведомстволарға кемшіліктерді енгізе отырып жұмыс істейтін, табылған қауіпті жағдайларды жою үшін, іс-шаралар процесін қамтамасыз етеді.

134. Санитарлық-эпидемиологиялық талаптарға сәйкес, газ бен шаң жойып, шу мен діріл деңгейін төмендету үшін, желдеткіш және жылыту құрылғыларын дұрыс пайдалана білу, дұрыс микроклиматтық шарттар мен өндірістік бөлмелер мен жұмыс орындарында, ҚР СН 2.04-02-2011 сәйкес жарақтандыру қажет.

135. Жұмыскерлердің денсаулығы мен өміріне қауіп төндірген жағдайда, жеке құрылғылардың, анренаттардың жұмысын тоқтату қажет.

136. Белгіленген мерзімде нұсқаулар, ұсыныстар мен іс-шараларды жағдайларын жақсарту және еңбек қауіпсіздігін қамтамасыз ету, өндірістік санитарияда жағдайында, актіде қарастырылған, жоспарға, бұйрықтар мен өкімдерді немесе жазылған актілерің жай-күйін тексеруді қамтамасыз етеді.

137. Цехтың барлық түрдегі оқытуы мен нұсқауларды, жұмысшылар мен инженерлік-техникалық қызметкерлердің дер кезінде және сапалы өткізуі, сондай-ақ олардың білімін, ережелер мен нұсқаулықтарды, қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария нормаларын меңгергендігін тексеру.

138. Әрбір жазатайым оқиға туралы дереу кәсіпорынның басшысына, кәсіподақ комитеті мен техника қауіпсіздігі бөліміне хабарлайды. Еңбек Кодексіне сәйкес, жазатайым оқиғаны зерттеу жұмысына, белгіленген мерзіммен және тәртіппен қатысады.

Жазатайым оқиғалар туралы актілер жасалады, іс-шаралар әзірленеді және оларды кәсіпорын басшысы бекітеді.

139. Учаскелер мен цех ауысымы жұмыскерлерлерінің өндірістік жиналыстарында:

1) қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария талаптарын орындауға жекелеген қызметкерлердің қатынасын қарастырады;

2) жұмыс орындарының, жабдықтардың, қорғау құралдарын, сақтандыру құрылғылары және қоршаулар кемшіліктерін талқылайды.

3) Жазатайым оқиғалар мен басқа да оқиғалар туралы ақпараттандырып отырады.

4) өндірістік санитария нормаларын жақсарту бойынша өкімдер мен нұсқаулар, бұйрықтарды жеткізеді.

5) цехта, учаскеде жазатайым оқиғалардың алдын алу бойынша іс-шараларды белгілейді.

140. Ай сайын қауіпсіздік техникасы бойынша инженерлік-техникалық жұмыскерлермен, бригадирлермен және қоғамдық инспекторлармен, цехта жоспарланған электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен өндірістік санитария туралы іс-шараны, өндірістік санитария нормалары және олардың салдары, тәртіпті және еңбек қауіпсіздігін арттыру бойынша шараларды қамтамасыз етеді. Қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелері бойынша бұйрықтарды, өкімдерді және басқа да материалдарды жеткізіп отырады. Жиналыс шешімі хаттамамен (өкіммен) тіркеледі.

141. Олардың жұмысын жандандыруға бағытталған, кәсіподақ ұйымымен бірлесе отырып, цехтың жұмысын талдайды, қоғамдық инспекторлардың іс-шараларды белгілейді.

142. Цех жұмысшыларының мерзімдік медициналық тексеруден дер кезінде өтуін қарау ұйымдастырады.

143. Жұмысты орындау кезінде электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен өндірістік санитарияны нормаларын нұсқаулықтарды бұзушыларға, тәртіптік шараларды қолдану үшін, материалдарды кәсіпорын директорына ұсынады, берілген құқықтары шегінде жаза беріледі.

16-параграф. Құрылыс және монтаждау учаскелерінің жұмысын өндіруші, шебер, цехтың бас шебер, цех, учаске басшысы

144. Қауіпсіздік техникасы, өндірістік санитария мен жұмысты жүргізу кезінде қауіпсіз қабылдауларды қолдану бойынша нұсқаулықтар мен ережелер талаптарының сақталуын қамтамасыз етеді.

145. Күн сайын жабдықты пайдалану кезінде жарамдылығы мен дұрыстығын тексеруді жеүзеге асыру қажет. Кемшіліктер болған жағдайда оны жою үшін шаралар қолданылады. Егер жабдықтың жұмысының ақаулығы жойылмаса,онда жұмыс істеуге тыйым салынады және оларды цех басшылығына хабарлайды.

146. Жабдықты оны қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ететін, жоспарлы-алдын ала жөндеу шараларын ұйымдастырады.

147. Бригадирлер және жұмысшыларды өндіріс жобаларымен, белгіленген тәртіпте дер кезінде таныстырады (технологиялық карталар). Жұмысты өндірістің жұмыс жобаларын сәйкес ұйымдастырады. Жұмыс жүргізу учаскесінде электр қондырғыларының ҚТҚ-сының сақталуын бақылайды. Бұзушылықты жою бойынша шаралар қабылдайды, ал нақты қауіп болған жағдайда, жұмыстың орындалуын тоқтата тұрады.

148. Жұмыс басталар алдында, жөндеу және құрылыс жұмысын жүргізу үшін, құрал-саймандарды, жабдықтарды, механизмдерді, сақтандырғыш құрал-саймандардың, қорғау құралдарының, ормандарды, төсеніштер және басқа да құрылғылардың өндірістік санитария талаптарына сәйкестігін тексереді. Ашылған кемшіліктер жойылмағанша оларды пайдалануға рұқсат етілмейді.

149. Жұмыс орындарындағы, өту және кіру жолдарында, сонымен қатар жұмыс орындарының жеткілікті жарықтандырылуын, кран жолдарының дұрыс (күнделікті) жүйеленуін, еңбек шартын тексеру, өндірістік бағыттағы ғимараттар мен құрылыстардың Санитарлық-эпидемиологиялық талаптарына сәйкес, тазалық пен тәртіптің сақталуын қамтамасыз етеді. Анықталған кемшіліктерді жоюға шаралар қабылдайды.

150. Жұмыс орындарын қауіпсіздік белгілерімен, ескерту жазуларымен, плакаттармен ілінуін қамтамасыз етеді, бақылайды.

151. Жөндеу және құрылыс кезінде, жұмысшылардың жұмыс орындарының қауіпсіздігін дайындауға қатысады.

152. Белгіленген мерзімде, ведомостімен ақаулар бұйрықта және өкімдер, ережелерде, актіде қарастырылған, өндірістік санитария нормаларының жай-күйін жақсарту бойынша іс-шаралар мен нұсқаудың орындалуын қамтамасыз етеді.

153. Кеңестерде инженерлік-техникалық қызметкерлердің, цех (учаскелер) өндірістік жұмыскерлерінің жиналыстарында немесе ауысымында, жұмыс істеу кезінде өндірістік санитария нормаларын, жабдықты тазалау және жөндеу кезде орын алған бұзушылықтарды баяндайды.

154. Жазатайым оқиғалар орын алған кезде, зардап шегушіге бірінші көмек көрсетіліп оны медсанбөлім (медпункт) жеткізу жүзеге асырылады, дереу өндірістік өнеркәсібінің басшысы мен ауысым басшысына хабар беріледі, Зерттеу аяқталға дейін, жұмыс орнында ештеңе орнынан қозғалтылмайды (егер ол жұмыскердің өмірі мен денсаулығына ешқандай қауіп төндірмесе, апатты жағдайды туындатпаса, технология процесі өндірісінің үздіксіздігін бұзбаса), уақыты және дұрыс шаралар қолданылып өзгерістер енгізілетін болса, барлығы ойдағыдай жүзеге асырылады.

155. Ауыр күйік, жарақат, улану болған кезде, дереу жедел жәрдем шақыру ұйымдастырады.

156. Бас шебер еңбек шеберлер жұмысының қауіпсіздік мәселелері мен өндірістік санитария нормаларын, тікелей бақылау мен басшылықты жүзеге асырады.

17-параграф. Құрылыс учаскесінің механигі, электригі

157. Күн сайын жабдықтың техникалық жай-күйі мен дұрыс пайдаланылуын, өндірістік санитария нормаларына сәйкес болуын тексереді. Анықталған ақаулар мен кемшіліктерді жою бойынша шаралар қабылдайды.

Тексеру нәтижелері туралы учаске (бас жұмыс өндіруші) басшысын немесе цех басшысын хабардар етеді.

158. Жабдықтың жұмысындағы ақаулықтар мен кемшіліктер жойылмаса және жұмыс істейтінтерге қауіп төндіретін болса, олардың жұмысына рұқсат етілмейді және бұл туралы учаске басшысы немесе цех басшысына хабар беріледі.

159. Оның қарауындағы, жоспарлы-алдын ала жөндеу және жабдықты қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз етеді.

160. Техникалық нормалардан, талаптар мен ережелерден, сондай-ақ құжаттары рәсімделмеген тиісті ауытқулары бар, жабдықтар мен көлік құралдарын жөндеуден кейін пайдалануға жол бермейді.

161. Өндірістік санитария нормалары мен қауіпсіздік техникасының талаптарына сәйкес, механизмдердің, сақтандырғыш құралдарының, сақтану құрылғыларының, ормандардың, төсеніштер мен басқа құрылғылардың дұрыс орналасуы мен пайдалануылу жарамдылығын тексереді. Учаскедегі құрылыс-монтаждау және жөндеу жұмысының техникалық шарты мен ережелерін сақтау, орындалуын бақылайды. Жұмыскерлер үшін қауіп төндіретін жағдайлар болса, шаралар қабылданады немесе жұмыс тоқтатылады.

162. Жұмыс орындары мен мамандықтарға нұсқаулықтар әзірлеу үшін, сондай-ақ апат жағдайларында қауіпсіз жұмысты жүргізуге қатысады.

163 Цехтың (учаскеде) жөндеу жұмыскерлерінің, қайта қабылданған немесе ауыстырылғандарға қайтадан оқуды қамтамасыз етеді, еңбек қауіпсіздігі мен өндірістік санитария нормаларын үйренуін қйымдастырады

164. Белгіленген мерзімде жағдайларын жақсарту және еңбек қауіпсіздігін қамтамасыз ету бойынша іс-шараларды және орындау, электр қондырғыларының ҚТҚ-сын тексеру актісінде қарастырылған, жоспарды, бұйрықтар мен өкімдерді немесе жазылған журналды тексеруді жүзеге асырады.

165. Жөндеу жұмысын жүргізу кезіндегі, кәсіпорынның әрбір жазатайым оқиғасы туралы және басқа оқиғалар дереу цехтың (учаскенің) басшысына немесе диспетчерге баяндалады. Туындаған оқиғаны жою үшін және зардап шеккендерге көмек көрсету шаралары қабылданады.

18-параграф. Цех ауысымының басшысы, ауысым жөніндегі басшы

167. Ауысым қызметкерлерінен қауіпсіздік техникасының талаптарын, нормаларын, өндірістік санитария және қолдануға қауіпсіз жұмыс тәсілін, технологиялық процестерді жүргізу, бекітілген технологиялық (режимдік) карталар мен нұсқаулардың сақталуын қамтамасыз етеді. Жұмыскерлермен мерзімді және кезектен тыс нұсқаулықтар, жоғары тұрған ұйымдар мен жазатайым оқиғалардың шолуларын ақпараттық материалдарын пысықтайды.

168. Күнделікті ауысымды қабылдау кезінде, жұмыс орындарындағы, өндірістік санитария нормаларының жағдайын, ережелерін, жабдықтардың жарамдылығын, қорғау құралдарын, бұғаттау және дабыл беру жүйелерін жеке тексерумен және сұраумен тексереді.

169. Жұмыс барысында барлық жұмыс орындарын тексереді, олардың жай-күйі, жұмыс шарты, жұмысшылардың электр қондырғыларының ҚТҚ-сын және нормаларын, өндірістік санитария ережелері, дұрыс пайдалану, жабдықтардың, коммуникациялардың, арматураның, аспаптар, құралдар қорғау сақтауын қадағалайды.

170. Еңбек қауіпсіздігін қамтамасыз ету жұмысы, цех басшылығына тапсырылған және ақауларды тіркейтін журналды жүзеге асырады.

171. Күн сайын қабылдау журналдарындағы жазбаларды және машинистері (бас машинистермен) ауысым тапсыруын қарап отырады, ол жерге белгі қояды және қажетті нұсқауларды жою бойынша тіркелген бұзушылықтар мен кемшіліктерді қарастырады.

172. Цех бастығы алдына, еңбек қауіпсіздігіне қажеттілі жұмысты орындауды қамтамасыз ету, егер бұл жұмыс жұмыскерлермен орындау мүмкін болмаса, жұмыскерді ауыстыру немесе цех басшысының шешімі қажет.

173. Өндіріс жұмысына оқымаған және тексерістен өтпеген, жөндеу жұмыскерлеріне жұмыс істеуге жол берілмейді. Жұмыс орындары мен жабдықтарының сапалы дайындығын, сонымен қатар белгіленген сақтау ретімен және орындалған жұмыстың қауіпсіздік шараларын қамтамасыз етеді.

174. Қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитарияның нұсқаулықтар әрбір жұмыс орны мен нормалары бойынша ұсынысты әзірлеу және түзетуді қадағалайды, олардың қолданылу мерзімдерін, дер кезінде түзетуге немесе қайта өңдеуге береді.

175. Жыл сайынғы қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария нұсқаулықтар мен нормаларын жөніндегі комиссияның жұмысына қатысады, сондай-ақ білімін тексеру бойынша жұмыс, ережелері, рұқсат беру бойынша жаңадан қабылданған және ауыстырылған жұмысты орындауға қатысады.

176. Тікелей басшыға әрбір жазатайым оқиға туралы және жөндеу жұмысын жүргізу кезіндегі басқа оқиғаларды баяндап отырады. Алғашқы көмек көрсету бойынша зардап шеккендерге және туындаған оқиға жою. Үшін шаралар қабылдайды.

177. Цехтағы апат, сондай-ақ өрт пен жану жағдайында жұмыс істеген жұмыскерлердің қауіпсіздігін қамтамасыз етеді.

178. Ауыр күйіктер, жарақаттар мен улану кезінде дереу жедел жәрдемнің шақырылуын ұйымдастырады.

19-параграф. Бас машинист

179. Ауысым басталған кезде жұмыс орнындағы тазалық пен тәртіпті, өндірістік санитария нормаларына сәйкес жабдық, құралдардың, сақтандырғыш және қорғау құралдарын, қорғану жабдықтарын, бақылау-өлшеу аспаптарын және т.б. жарамсыздығын тексереді.

180. Әрбір бағынышты жұмыскердің (машинист) пайдаланатын арнайы киім, арнайы аяқ киім мен жеке қорғаныш құралдарының дұрыс пайдаланылуын қадағалайды.

181. Учаскеге бөгде адамдардың кіруіне тыйым салынады. Учаскеде жұмыс істейтіндердің электр қондырғыларының ҚТҚ-сын, өндірістік санитария нормалары мен нұсқаулықтарын, технологиялық процесті қауіпсіз болуын және осы ержелердің сақталуын жүзеге асырады. Дереу ережелер мен нұсқаулықтарды бұзушылардың жолын кеседі, жұмыс істеушілердің қауіпсіздігін қамтамасыз етеді, жабдықтардың сақталуы мен жарамдылығын қадағалайды.

182. Өзінің тікелей басшысына (ауысым басшысына және т.б.) жабдықтың, аспаптардың жарамсыздығын, сондай-ақ технологиялық процесс пен өндірістік операцияның дұрыс жолға қойылмағандығы, түрлі апаттардың (өрт) болуына еңбек қауіпсіздігін төмендетуге, жараққатануға, улануға т.б. болмауы үшін баяндап отырады. Зардап шегушіге алғашқы көмек көрсету және жедел жәрдем шақыруды ұйымдастырады.

20-параграф. Құрылыс және монтаждау учаскесінің, жөндеу жұмыскерлерінің бригадирі

183. Жұмыскерлермен Әдістемелік нұсқауға сәйкес барлық міндеттерді орындауды жүзеге асырады.

184. Жұмыс басталғанға дейін өндірістегі қажетті жұмыстың қауіпсіздік шараларының дұрыс орындалуын өзі тексереді, жұмыс орындарындағы тексеру, құрал-саймандарды, өндіріс құралдарын, ормандарды, сақтандырғыш құрылғылардың, қоршау құрылғыларын және басқа да қауіпсіздік техникасы құралдарының жарамсыздығын тексереді.

185. Жұмыс орындарын дайындауды ұйымдастырады. Өндіру жобасында жұмыскерлердің жұмысы мен біліктілігі сәйкес орындарын ауыстырады, жұмыс сипатын түсіндіреді және жұмысшыларға тапсырма береді. Бригада мүшелерінің тікелей жұмыс орнында, нұсқаулықтарының нақтылығы мен толықтығын қамтамасыз етеді.

186. Өндіріс құралдарын пайдалану жұмысының жобасына сәйкес, жүйелі бақылауды жүзеге асырады.

187. Бригада мүшелерінің қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария нормаларын, ережелер мен нұсқаулықтарды, бұза отырып немесе рұқсатнамада жоқ, кез келген жұмысты орындауына жол бермейді.

188. Жұмыс өндірісі мен сақтық шаралары кезіндегі, бригада мүшелерінің сақталуы мен олардың орындалуын қамтамасыз етеді.

189. Жұмыс барысында өндіріс құралдарының, құрал-саймандардың жарамсыздығын және басқа да қауіп әкелуі мүмкін жағдайлар болған кезде, немесе жұмыскерлердің денсаулығы мен өміріне қауіп төндіретін жағдайлар туындаса, жұмысты тоқтата тұру қажет.

190. Зардап шегушіге, күйген, жарақат алған және уланған кезде, алғашқы көмек көрсету және жедел жәрдем шақыруды ұйымдастырады.

191. Жұмыскерлер еңбек пен өндірістік тәртіпті сақтауы қажет және мас жағдайдағы жұмыскерлердің жүмыс істеуіне рұқсат берілмейді.

21-параграф. Жұмыскерлердің функциялары

192. Жұмыстың алдында қауіпсіздік техникасына сәйкес, жұмыс орны тексеріледі:

1) жабдықтың, аспаптардың, сақтану құралдарының, бұғатталған және дабыл қағу құрылғыларының, жарамсыздығы;

2) Сайманның, қоршаудың, сақтандырғыш құралдары мен жабдықтары, жерге тұйықталған қорғаныш тұтастығының жарамсыздығы;

193. Тексеру кезінде ашылған жетіспеушіліктерді тікелей басшыға (ауысым басшысына, бригадирге) баяндау қажет.

194. Жұмысты орындау кезінде, тұрақты емес жұмыс орнында жұмыс орнын дайындау қажетті және нұсқауларды ескере отырып, электр қондырғыларының ҚТҚ-сы мен өндірістік санитария қорғау нұсқаулықтың құралдары осы жұмысты жүргізеді.

195. Берілген арнайы киімді, арнайы аяқ киім, сақтағыш құрылғылары мен қорғау құралдары дұрыс пайдалану.

196. Қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария нормаларын, ережелері мен нұсқаулықтарын білу және сақтау.

197. Дереу тікелей өзінің басшысына хабарлау:

1) барлық анықталған жабдықтардың ақаулары, қорғаныштары, бұғаулары, дабыл құрылғылары, сондай-ақ басқа да қорғау құралдарының жарамсыздығы;

2) әрбір жұмыс істейтіндердің, жарақат, улану, күю, алынған жеке өзі немесе басқа сондай-ақ жану немесе туындаған апаттық жағдайы.

198. Зардап шегушіге көмек көрсетуғ басқа оқиғаны жою үшін белсенді болу. Алғашқы көмек көрсетуді білу. Өрт сөндіру, жедел жәрдем шақыру және өрт қызметі құралдарының орналасу орындарын білу және пайдалана білу.

Электр станцияларындағы өндірістік санитария бойынша жұмыстарды ұйымдастыру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымшасы

Электр станцияларындағы қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бөлімінің ережесі

1. Қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бөлімі, кәсіпорынның тұрақты құрылымдық бөлімшесі, ұйымы мен кәсіпорынның тікелей басшысына немесе уәкілетті тұлғаға бағынады.

2. Бөлім кәсіпорындағы жұмыскерлердің қауіпсіз еңбек жағдайларын ұйымдастыру, өндірістегі жазатайым оқиғалармен және кәсіби аурулардың алдын алу және ескерту жасау.

3. Бөлім кәсіпорынның басқа құрылымдық бөлімшелерімен бірігіп және кәсіподақ комитетімен іштей әрекетте болады, техникалық еңбек инспекциясы және жоспар бойынша жергілікті мемлекеттік органдарды қадағалау, кәсіпорын басшысы бекіткен жоспарға сәйкес жұмыс атқарады.

4. Бөлімнің негізгі міндеттері:

1) кәсіпорындағы жұмыскерлердің қауіпсіз еңбек жағдайларын жасау, ұйым жұмысын үнемі жетілдіру, өндірістік жарақаттану мен кәсіптік аурулардың алдын алу, Үкіметтің осы мәселелері бойынша шешімін орындау;

2) қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария бойынша озық тәжірибе мен ғылыми әзірлемелерді меңгеру.

3) өндірістегі қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария жағдайын бақылауды жүзеге асыру.

5. Өзіне жүктелген негізгі міндеттері бөлім:

1) талдау жай-күйін жүргізеді және өндірістік жарақаттану мен кәсіптік аурулардың себептерін, тиісті қызметтермен бірлесіп кәсіпорындағы өндірістегі жазатайым оқиғалардың және кәсіби аурулар бойынша іс-шаралардың алдын алу, сондай-ақ көрсетілген іс-шараларды енгізуді ұйымдастырады;

2) кәсіпорындағы цехтың санитарлық-техникалық жай-күйді паспорттау жұмыс жүргізуді (учаскелерінің) ұйымдастыруға қатысады;

3) қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария бойынша нұсқаулықтар дайындауға, еңбекті қорғау және санитарлық-сауықтандыру іс-шаралары, кешенді жоспар шартын ұйымдастыруға қатысады.

4) кәсіпорын басшылығына қоршау техникаларының сақтандырғыш құрылғылар енгізу туралы ұсыныстар дайындайды және енгізеді, және басқа өндірістегі қауіпті факторларларының қорғау құралдарын дайындайды.

5) кәсіпорындағы қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария стандарттарын енгізу бойынша, еңбек қауіпсіздігі және ғылыми әзірлемелер бойынша комиссия жұмысына қатысады;

6) кәсіпорындар қызметтерімен бірлесіп, кәсіподақ активінің қатысуымен, ғимараттардың, құрылыстардың, жабдықтарды сәйкестігінің ережелері мен нормалары, қауіпсіздік техникасы бойынша желдеткіш жүйелерінің тиімді жұмыс істеуін жай-күйін, санитарлық-техникалық құрылғылардың, санитарлық-тұрмыстық үй-жайлар, ұжымдық және жеке қорғаныш құралдарын жұмыс істейтін техникалық жағдайын тексеруді ұйымдастырады;

7) қоршаған өндірістік орта жай-күйіне өлшеулер өткізу, кәсіпорынның бөлімшелеріне көмек көрсетуді ұйымдастырады.

8) құрылысы аяқталған пайдалануға қабылданған өндірістік бағыттағы құрылыстар мен объектілерді жұмысына қатысады, қауіпсіз еңбек жағдайлары мен салауатты өмірді қамтамасыз етуді орындау талаптары;

9) кіріспе нұсқаулық жүргізеді және қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария бойынша, қызметкерлерді оқыту мәселелері ұйымдастыруға көмек көрсетеді;

10) аттестаттау комиссиясының жұмысы мен жұмысшылардың инженерлік-техникалық білімін, қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелері, қағидаларды, нормалар мен нұсқаулықтарды, тексеру үшін қатысады.

11) кәсіпорын бөлімшелеріне әдістемелік көмек көрсету, әзірлеу және қайта қарау қауіпсіздік техникасы бойынша нұсқаулықтар бойынша әдістемелік көмек, сондай-ақ жұмыскерлерге арналған оқыту бағдарламаларын құру, жұмыскерлерді қауіпсіз жұмы әдістеріне үйретуге қатысады.

12) қауіпсіздік техникасы кабинетінің басшылығын жүзеге асырады, кәсіпорында қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитарияны насихаттау және ақпарат мәселелері ұйымдастырады;

13) тиісті қызметтер арқылы, кәсіпорын бөлімшелерінің қауіпсіздік техникасы бойынша ережелерін нормаларына, плакаттармен және басқа да құралдармен, сондай-ақ оларға әдістемелік көмек, ақпараттық стендтерді жабдықтауды қамтамасыз ету үшін ұйымдастырады.

14) өндірістегі жазатайым оқиғалар мен жол-көлік оқиғалары кезінде тергеулерге қатысады.

15) Кәсіпорынның байқаулар қорытындысы мен бюджеттік комиссия жұмысы бойынша комиссия жұмысына қатысады;

16) өндірістік жарақаттанушылыққа байланысты, белгіленген нысандар мен белгіленген мерзімдер бойынша есеп беруді жасайды.

6. Бақылауды жүзеге асырады:

1) кәсіпорынның бөлімшелерінде салауатты және қауіпсіз еңбек жағдайларын бойынша іс-шаралар жүргіз еді.

2) кәсіпорынның бөлімшелерінде қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария талаптарын, ережелерін, нормалары мен нұсқаулықтарын, ережелерін орындауға қатысады;

3) автомобиль шаруашылығы кәсіпорындарының жүргізуші құрамын рейс алдындағы медициналық тексеруді ұйымдастыру және өткізу;

4) шу өлшеу деңгейінің сақталуына, дірілдің шаңдануы, газдануы, жарықтандыру, температура, ылғалдылық және басқа да қолайсыз өндірістік факторлар кестелерін сақтау;

5) тиісті қызметтерімен сынау және техникалық куәландыруды бу және су жылытатын қазандарды, ыдыстарды және қысыммен жұмыс істейтін аппараттардың, жүк көтергіш машиналар мен механизмдердің, бақылау, аспаптар және басқа да жабдықтарды кезеңдік сынау және куәландырылуын ұйымдастырады;

6) аспирациялық және желдету жүйелерінің жұмысының тиімділігі;

7) сақтандырғыш құрылғылардың және қорғаныс құрылғыларының жай-күйі;

8) жұмыс орындарында нұсқау және мерзімдік медициналық тексеру өткізуді дер кезінде және сапалы жүргізу;

9) қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария бойынша, оқыту ұйымдастыру, жұмыс істейтіндердің білімін тексеру;

10) Қазақстан Республикасының 2015 жылғы 23 қарашадағы Еңбек кодексіне сәйкес, өндірістегі жазатайым оқиғалар сақталуын тексеру және есепке алу;

11) сақтау, беру, жуу, химиялық тазарту, кептіру, шаңнан арылтудың, зиянсыздандыру мен жөндеудің арнайы киімді, арнайы аяқ киімді және басқа да жеке қорғаныш құралдарының сақталуын ұйымдастыру;

12) кәсіпорынның бөлімшелерінде қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитария іс-шараларды орындауға бөлінген қаражаттың дұрыс жұмсалуын қамсыздандыру;

7. Бөлім:

1) кәсіпорынның барлық бөлімшелерінде, жай-күйі мен еңбекті қорғауды тексеру және беруге, орындау үшін міндетті нұсқауды анықтау кемшіліктерді жою туралы, олардың күшін жоюы туралы шешім басшысының жазбаша нұсқауымен орындалады;

2) көліктерді, жабдықтарды және өндіріс жұмысының жекелеген учаскелерінде пайдалануға рұқсат етілмейді, егер бұл жағдай жұмыскердің өмірі мен денсаулығына қауіп төндіретін немесе апатұа әкеп соғуы мүмкін болса, бұл туралы басшыға немесе кәсіпорынның бас инженеріне хабарлайды;

3) кәсіпорын басшысымен келісе отырып, тиісті мамандарды, басқа да бөлімшелерінің жағдайын тексеруге, қауіпсіздік техникасы және өндірістік санитарияға шақырады;

4) кәсіпорын бөлімшелерінен қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелерін, материалдар, анықтамалар мәселелері бойынша қауіпсіздік техникасының бұзылуына жол берген тұлғалардың жазбаша түсініктемелері, нормалары мен нұсқаулықтарды сұратуға және алуға болады;

5) бөлімшелері басшыларынан, рұқсаты жоқ немесе қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелерін, нормалар мен нұсқаулықтарды өрескел бұзған жұмыскерлерді жұмыстан шеттетуді талап ету, бұл талаптар міндетті түрде орындалуы тиіс;

6) кәсіпорын басшылығына белсенді жұмыс құру бойынша және салауатты және қауіпсіз еңбек жағдайларын орындағаны үшін, жекелеген қызметкерлерді көтермелеу туралы ұсыныстар жасау, және қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелері мен нормаларын, болған өндірістегі жазатайым оқиғаларға кінәлі тұлғаларды, тәртіптік жауапкершілікке тарту туралы белгіленген тәртіпте жазаға тартуға ұсыныстар енгізу.

8. Бөлім қызметкерлері:

1) өндірістік, қызметтік және тұрмыстық үй-жайлар кәсіпорындарға, кедергісіз қарауға, құжаттармен танысуға және еңбекті қорғау мәселелері бойынша сұрақтармен танысуға;

2) мемлекеттік және қоғамдық ұйымдарда кәсіпорын басшылығының мәселелерін талқылау кезінде қауіпсіздік техникасы мен өндірістік санитария ережелеріне өкілдік етеді.

9. Бөлім өз жұмысында мынадай құқықтық актілерді басшылыққа алады:

1) 2015 жылғы 23 қарашадағы Қазақстан Республикасының Еңбек кодексі;

2) Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 26 наурыздағы № 234 бұйрығымен бекітілген Қазақстан Республикасының энергетикалық ұйымдарында персоналмен жұмыс істеу қағидалары (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10830 болып тіркелген);

3) Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 122 бұйрығымен бекітілген Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу-механикалық жабдықтарын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидалары (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10859 болып тіркелген);

4) Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидалары (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген);

5) Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрінің 2015 жылғы 28 ақпандағы № 174 бұйрығымен бекітілген "Өндірістік мақсаттағы ғимараттарға және құрылыстарға қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар" санитариялық қағидалары (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10939 болып тіркелген);

6) Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрінің 2015 жылғы 20 наурыздағы № 236 бұйрығымен бекітілген "Өнеркәсіп объектілеріне қойылатын санитариялық-эпидемиологиялық талаптар" санитариялық қағидалары (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11259 болып тіркелген);

7) "Табиғи және жасанды жарықтандыру" 2.04-02-2011 ҚР ҚН.

10. Бөлімнің құрылымы және штаты, өндіріс шартынан және ерекшеліктерінен, сонымен қатар бөлімге берілген жұмыс көлемңне сүйеніп, белгіленген тәртіппен жоғары орган бекіткен типтік құрылымға және сан нормативіне қатысты, кәсіпорын басшысы бекітеді.

Кәсіпорында типтік құрылымдарға сәйкес бөлім немесе бюро құрылмайтын жағдайларда, қауіпсіздік техникасы бойынша аға инженер (инженер) тағайындылады, оның лауазымдық міндеттері қызметкерлердің лауазымдарының біліктілік анықтамасына сәйкес бекітіледі.

11. Бөлімді бастық басқарады, ол кәсіпорын басшысының бұйрығымен осы лауазымға тағайындылады және атқаратын лауазымынан босатылады.

12. Бөлімнің бастығы бөлімдегі жұмысты ұйымдастырады, жұмыскерлердің функцияларын бекітеді, олармен тәрбие жұмысын өткізеді және осы Әдістемелік нұсқауда қарастырылған функцияларды орындауға жауапты болады.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 41-қосымша

Жылу электр станцияларының жылу энергетикалық
жабдықтарын технологиялық қорғау схемаларын орындау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының жылу энергетикалық жабдықтарын технологиялық қорғау схемаларын орындау жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі – Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және жылу электр станцияларының (бұдан әрі – ЖЭС) жылу энергетикалық жабдығын технологиялық қорғау схемаларын орындау жөніндегі тәртіпке арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) релелік қорғау – қалыпты жұмыспен қамтамасыз ету мақсатымен авариялық жағдайларда электр энергетикалық жүйенің бұзылып (істен шығып) қалған бөлшектерінен сол электр энергетикалық жүйенің жарамды бөлшегін тез табу және бөліп алу үшін жасалған автоматты құрылғылардың кешені;

2) технологиялық қорғау – бұл қалыпты пайдалану режимінің бұзылуын тудыратын жағдайларды жою үшін, сондай-ақ қымбат т ұратын жабдықты қорғау үшін қауіпсіздік жүйелерінің белгілі бір іс-қимылдары;

3) атқарушы құрылғы (бұдан әрі – АҚ) – алынатын командалық ақпаратқа сәйкес процеске әсер ететін автоматты басқару немесе ден қою жүйесінің құрылғысы.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Қолданыстағы технологиялық қорғаныстар (бұдан әрі – ТҚ) жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттарда (бұдан әрі – НТҚ) ТҚ схемаларды орындауға қойылатын талаптар реттелмейді.

4. Әдістемелік нұсқауларда Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) және ҚР ҚН 4.02-03-2012 "Автоматтандыру жүйелері" сәйкес ЖЭС-тың жылу энергетикалық жабдығын технологиялық қорғау схемаларын орындауға арналған ұсынымдар қалыптастырылған.

5. Осы Әдістемелік нұсқауларды жаңадан жобаланатын және жаңғыртылатын ЖЭС-тың жылу энергетикалық жабдығы үшін жобалаушы, монтаждаушы, жөндеуші және басқа да ұйымдар пайдаланады.

2-тарау. Технологиялық қорғаудың мақсаты мен сипаттамасы

6. ТҚ авариялық немесе авария алдындағы ахуал туындаған жағдайда қорғалатын жабдықты қауіпсіз жай-күйге шұғыл автоматты түрде көшіру жолымен жедел персоналдың және жылу энергетикалық жабдықтың қауіпсіз жұмысын қамтамасыз ететін технологиялық процестерді автоматтандырылған басқару жүйесінің (бұдан әрі – ТП АБЖ) құрамдас бөлігі, кіші жүйесі болып табылады.

7. Әрбір жылу энергетикалық объектісінің өзінің технологиялық қорғау жиынтығы (мысалы, қазандықты, турбинаны қорғау), өндірістің жалпы технологиясына байланысты жылу энергетикалық объектілер тобы болады, жалпы ТҚ блокты, тозаң дайындау жүйесі) болады.

8. Жылу энергетикалық объектінің (объектілер тобының) ТҚ жиынтығы қызмет көрсетуші персонал үшін және жабдықтың өзі үшін қауіпсіз жабдықтың жұмысын қамтамасыз етуді ТҚ негізгі мақсатын сенімді орындау шарттарымен айқындалады.

9. Қорғау іс-қимылдарының бағыты осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 1-суретіне сәйкес ТҚ-ның туындаған авариялық қаупімен айқындалады, барлық жабдықтарды немесе жеке агрегатты сөндіреді немесе жабдықты әртүрлі тереңдікке босатуды жүзеге асырады.

10. ТҚ кіші жүйесінде мынадай міндеттер шешіледі:

1) жобада көзделген кез келген авариялық жағдайлардан белгіні анықтау;

2) авариялық жағдай белгісі туындаған кезде қорғаныштың іске қосылу шарттарын қалыптастыру;

3) авариялық жағдайлардың әрқайсысы туындаған кезде жылу энергетикалық жабдықта орындалатын және қызмет көрсетуші персонал мен жабдықтың қауіпсіздігін қамтамасыз ететін операциялардың жиынтығын әрбір қорғау іс-қимылы бағдарламасын орындау.

11. Аталған міндеттерді орындау үшін әрбір қорғаныштың импульстік бөлігі – жағдайдың белгісін анықтау үшін датчигі немесе бірнеше датчигі болады, онда қорғау іске қосылады:

1) логикалық бөлік, онда берілген алгоритм бойынша импульстік бөлікте қалыптасқан сигналдар өңделеді және іске қосылу шарты қалыптасады;

2) сигналдық бөлік, онда осы ТҚ-ның іс қосылуы туралы сигнал қалыптасады;

3) көбінесе бірнеше ТҚ үшін ортақ атқарушы бөлік, онда ТҚ-ның (бір немесе бірнеше) іс-қимыл бағдарламасы және осы бағдарламаның орындалатыны туралы сигнал қалыптасады.

ТҚ іс-қимылы ілмекті арматура, электр қозғалтқыштарын ажыратқыштар болып табылатын ИУ жай-күйінің өзгеруіне арналған дискреттік командаларды қалыптастыруда болып табылады.

12. Кез келген қорғаныштың іске қосылуының негізгі шарты авариялық жағдай белгісінің пайда болуы не бір немесе бірнеше механизмдердің жай-күйінің өзгеруі ("Өшіру") не параметрдің немесе параметрлер арақатынасының белгілі бір мәнге дейін өзгеруі ("Жоғарылауы", "Төмендеуі") болып табылады.

13. Авариялық жағдайдың туындау белгісі бір немесе бірнеше бақылау құрылғыларымен (датчиктермен) тіркеледі. Дискреттік белгі датчигі, аналогтық-дискреттік түрлендіргішпен жиынтықтағы аналогтық сигнал датчигі ТҚ датчигі болады.

Бір-бірін резервтейтін датчиктер саны және резервтеу схемасы ТҚ схемасының талап етілетін сенімділігімен және пайдаланылатын датчиктердің сенімділігімен (олардың іске қосылмай немесе жалған іске қосылу ықтималдығымен) анықталады. Мынадай схемалар қолданылады: бір датчикпен, "екеуінің біреуі", "екеудің екеуі" және "үшеудің екеуі". Дискреттік белгінің датчиктерін қолдану кезінде авариялық жағдай белгісін қалыптастырудың нұсқалары осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2-суретіне сәйкес ұсынылады.

ТҚ үшін арнайы датчиктер бөліп шығарылады. Микропроцессорлық техникада ТҚ орындау кезінде ТҚ кіші жүйесі шеңберінде өңделген ТҚ датчиктерінің белгісі басқа кіші жүйелерге беріледі.

14. Бақыланатын параметрлерді төмендету кезінде әрекет ететін қорғаулар қорғалатын жабдықты іске қосуға кедергі келтірмеу үшін тоқтатылған жабдықтан жедел шығарылады. Логикалық немесе оператордың командасы бойынша қорғау үшін олардың іске қосылуына: "Қорғаныш жұмысқа енгізілді" деген қосымша шарт қалыптастырылады.

Барынша аз қорғаныштарды іске қосу-шығару іске қосудың белгілі бір кезеңдеріне жеткеннен кейін қорғаныштарды іске қосуды арнайы ауыстырып-қосқыштармен (бұдан әрі – ҚАҚ) және ТҚ-ны автоматты түрде іске қосу құрылғыларымен жүзеге асырылады, құрылғының алгоритмі датчиктердің саны және құрылымы бойынша осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 2-суретіне сәйкес қорғаныштардың жіктемесімен ұсынылған.

Бірнеше ТҚ үшін іске қосу-шығарудың бірдей шарттары болған кезде іске қосудың бір ортақ құрылғысы ұйымдастырылады.

Режимдік іске қосуы жоқ қорғаныштар ТҚ схемасына және ТҚ датчиктеріне қоректендіру кернеуі берілген кезде жұмысқа енгізіледі.

15. Қорғаныштың әрекеті жеке мұқтаждар электр қозғалтқыштарының коммуникативтік аппаратурасының, ілмекті және реттеуші арматураның жай-күйін өзгертуге дискреттік командалар қалыптастыруда болып табылады. Осы командалардың жиынтығы осы қорғаныштың іс-қимыл бағдарламасы болып табылады. Бірнеше қорғаныштар іске қосылған кезде дәл сол бағдарлама орындалады.

Бағдарламаның іс-қимылы жедел персоналдың оған араласуы мүмкін емес болатындай етіп ұйымдастырылады.

Команданың түрі бойынша қорғаныштардың жіктемесіне сәйкес осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 3-суретіне сай ТҚ іс-қимыл бағдарламасының алгоритмі көрсетілген.

16. ТҚ-ның іске қосылуы мынадай сигнал берумен қатар жүреді:

1) авариялық дыбыс белгісінің (сиренаның) пайда болуымен;

2) іске қосылатын ТҚ атауын индикациялаумен (тақтада немесе дисплей экранында);

3) орындалатын бағдарламаның атауын индикациялаумен (тақтада немесе дисплей экранында) – жобалау кезінде нақтылау қажеттілігі;

4) ТҚ құрамына кіретін сигналдық реленің іске қосылуымен, оны бастапқы күйіне қайтару ТП АБЖ цехы кезекшісінің арнайы командасымен жүзеге асырылады, бұл құрылғының міндеті – осы бағдарламаның орындалуының бастапқы себебін бақылау. Осы бағдарлама бір ғана ТҚ іске қосылған кезде орындалады, немесе егер ТҚ-ның іске қосылуы үлкен шешуші қабілеттілікпен тіркелетін болса, сигнал беру құрылғысының бастапқы себебі орындалмайды.

3-тарау. ТҚ жіктемесі

17. Белгілері бойынша ТҚ жіктемесі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 1-4-суреттеріне сәйкес ұсынылған:

1) іс-қимыл бағыты бойынша;

2) техникалық құралдар бойынша;

3) датчиктердің құрылымы – саны, ұстау уақытының болуы, режимдік іске қосудың болуы бойынша;

4) командалардың түрі бойынша.

18. ТҚ схемаларын жобалауға арналған тапсырма болып табылатын ТҚ орындауға арналған техникалық шарттарда әрбір қорғаныш үшін мыналар көрсетіледі:

1) бақыланатын параметр немесе ахуал;

2) датчиктердің саны және оларды қосу схемасы;

3) ұстау уақытының болуы және жуықтап алғандағы мәні;

4) режимдік іске қосу және шығарудың болуы және шарттары, іс-қимылдың бағыты.

19. Әрбір іс-қимыл бағдарламасы үшін атқарушы құрылғылар көрсетіледі, оларға командалар, команда түрі ("Аш", "Жап") және оның типі (импульстік, тұрақты) беріледі.

20. Техникалық шарттарда ТҚ схемаларында пайдаланылатын кілттер мен ауыстырып-қосқыштар көрсетіледі.

ТҚ үшін ақпарат беру және тіркеу туралы мәселелер ТП АБЖ жалпы жобасының шеңберінде шешіледі.

4-тарау. Жабдықты ажыратып тастайтын ТҚ схемаларына қойылатын жалпы талаптар

1-параграф. Авариялық жағдай белгісін қалыптастыру

21. Авариялық жағдайлардың тізбесі, олардың әрқайсысының белгісі және әрбір белгіні бақылайтын датчиктердің саны қорғаныштарды орындауға арналған техникалық шарттарда көрсетіледі.

22. Бір, екі және үш дискреттік сигнал датчиктерінің әртүрлі санының көмегімен авариялық жағдайдың туындау белгісін қалыптастыру алгоритмдері осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 5-суретінде берілген.

Бір датчикпен (№1 алгоритм) ТҚ-ны орындау кезінде оның байланысы схемада тікелей пайдаланылады немесе гальваникалық бөлу құрылғысына беріледі (мысалы, аралық реле), ол бөлуден басқа, егер бұл қажет болса, датчиктен сигналды қабылдаушылар санын ұлғайтуға мүмкіндік береді.

"Екеуінің бірі" схемасы бойынша екі датчикпен ТҚ-ны орындау кезінде (№ 2 алгоритм) датчиктердің байланыстары монтаждық "НЕМЕСЕ" жолымен біріктіре отырып, схемада тікелей пайдаланылады немесе гальваникалық бөлу құрылғысына беріледі, егер қажеттілік болса, датчиктен сигналды қабылдаушылар саны ұлғайтылады.

"Екеудің екеуі" схемасы бойынша екі датчикпен ТҚ-ны орындау кезінде (№ 3 алгоритм) датчиктердің байланыстары гальваникалық бөлу құрылғысы арқылы ғана енгізіледі, өйткені осы схема үшін әрбір датчиктің іске қосылуына сигнал беріледі.

Үш датчикпен ТҚ-ны орындау кезінде (№ 4 алгоритм) датчиктердің байланыстары гальваникалық бөлу құрылғысы арқылы ғана енгізіледі, өйткені осы схема үшін екі датчиктің іске қосылуы туралы ақпарат екі рет пайдаланылады.

23. авариялық жағдай белгісінің жар-жоғы туралы сигналдың ұзақтығы қорғаныштардың іс-қимыл бағдарламасын іске қосу үшін қажетті уақыттан асып түседі, сондықтан реледе орындалған схемаларда қысқа сигналдардың пайда болуы іс-қимыл бағдарламасын іске қосу туралы ақпарат түскенге дейін есте сақталады. Мысалы, ішкі зақымданулар салдарынан генератордың өшіп қалуы туралы импульстік ақпарат блокты тоқтату бағдарламасы іске қосылғанға дейін - блокты тоқтату релесі (бұдан әрі – БТР) іске қосылғанға дейін есте сақталады.

24. Микропроцессорлық техника құралдарында ТҚ-ны орындау кезінде олардың сигналдарын осы параметрдің шекті мәндерімен салыстыру немесе қорғаныштың іске қосылу тағайындамасымен оларды салыстырғанға дейін бір параметрдің бірнеше датчиктерін сигналдарын өзара салыстыру жолымен параметрлік датчиктердің жарамдылығын диагностикалау мүмкіндігі пайда болады. Бұл ретте датчиктің жарамсыздығын неғұрлым ерте (тағайындамаға жеткенге дейін) анықтау есебінен ТҚ-ның сенімділігі едәуір артады.

Датчик сигналы шекті мәндерден шығып кеткен кезде датчик оның жарамсыздығына сигнал бере отырып, егер бұл жобада қабылданған болса, авариялық жағдай белгісін қалыптастыратын, екі датчикпен схемасының орнына – бір датчикпен схемасы, үш датчикпен схемасының орнына – екі датчикпен схемасы етіп құрылымды өзгертумен дереу өшіп қалады.

Бір параметрдің үш датчигінің сигналдарын өңдеу алгоритмі нұсқасы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 6-суретте көрсетілген. Сигналдарын өзара салыстыру кезінде датчиктердің бірінің жарамсыздығы табылған кезде жарамсыз датчиктің сигналы өңдеуден алып тасталады және параметр екі датчикпен бақыланады.

Бір параметрдің екі датчигі ғана болған кезде олардың сигналдарын өзара салыстыру арқылы, егер қосымша ақпарат болмаса, істен шыққан датчик анықталмайды. Бұл жағдайда жүйені қайта құрылымдаусыз авариялық сигнал беріледі.

Жүйенің құрылымына қарай тағайындамамен әрбір датчиктің сигналы немесе ТҚ схемаларына қатысатын параметрдің барлық датчиктерінің сигналдары өзара салыстырылғаннан және өңделгеннен кейін алынған бір ортақ сигнал салыстырылады.

2-параграф. ТҚ-ның іске қосылуына ұстау уақытын ұйымдастыру

25. Технологиялық қорғаныштарды орындауды арналған техникалық шарттарда осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 7-суретке сай, ТҚ-ның іске қосылу шарттарын қалыптастыру алгоритміне сәйкес олардың кейбіреулерінің іске қосылуына арналған ұстау уақыты көрсетіледі.

Ұстау уақыты жабдықтың авариялық жағдай белгісінің болуын бастан өткеру қабілетін сипаттайды немесе аттас механизмдердің әртүрлі уақытта өшіп қалуынан сақтандыру үшін қажет және дәл көрсетіледі.

Егер ұстау уақыты резервтің автоматты түрде қосылуынан (бұдан әрі – РАҚ) сақтандыру қажеттілігінен туындаған болса, механизмнің айналу уақытын немесе көліктің кешігу уақытын ескерумен, шамалап алып (мысалы, "9 секундқа дейін") көрсетіледі және жөндеу кезінде көрсетіледі.

26. Ұстау уақыты жиынтықты технологиялық қорғаныш құрылғысында (бұдан әрі – ЖТҚҚ) не уақыт релесінің көмегімен, не уақыт ұстамдылығы блогының (бұдан әрі – УБ) көмегімен немесе бағдарламалық жолмен – микропроцессорлық техникада (бұдан әрі – МПТ) іске асырылады.

27. Ұстау уақытын санау ТҚ-ны режимдік іске қосу шарттары болған кезде авариялық жағдай белгісі пайда болғаннан кейін басталады.

3-параграф. ТҚ-ны режимдік іске қосуды ұйымдастыру

28. Режимдік іске қосуы бар қорғаныштарды орындауға арналған техникалық шарттарда біруақытта іске қосылатын қорғаныштардың тобы көрсетіледі, оларға осы қорғаныш (қолмен қосу кезінде) немесе осы ТҚ-ны автоматты түрде қосу және шығару технологиялық шарттары жатады.

29. қорғаныш тобын қолмен қосуды оператор әрбір топ үшін жеке арнайы ҚАҚ көмегімен жүзеге асырады. Қорғаныштарды іске қосуды ауыстырып-қосудың мынадай тәртіппен белгіленетін тіркелген үш қалпы болады:

1) "Өшірілді";

2) "Сигнал";

3) "Қосылды".

Ауыстырып-қосу "Өшірілді" деген қалпы кезінде іс-қимыл және осы топтағы барлық ТҚ сигналы өшіріледі.

"Сигнал" деген қалпы кезінде осы топтың барлық қорғаныштарының сигналы тізбектері қосылады. Егер ҚАҚ "Өшірілді" деген қалыптан "Сигнал" деген қалыпқа ауыстырылған кезде топтағы кез келген ТҚ-мен бақыланатын механизмдердің параметрі немесе қалпы нормаға кірмеген болса, тиісті қорғаныштың іске қосылғаны туралы сигнал беріледі, бірақ оның іс-қимыл бағдарламасы іске қосылмайды.

"Қосылды" деген қалып кезінде сигнал тізбектері және осы топтың барлық қорғаныштарының іс-қимылдары іске қосылады.

Қорғаныштарды іске қосуды ауыстырып-қосқыштар жедел контурда орнатылады.

30. Қорғаныштар автоматты түрде іске қосылған кезде арнайы іске қосу құрылғысы орындалады, оның іс-қимыл алгоритмі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 8-суретте берілген.

Іске қосылу белгісі пайда болған кезде (қорғаныштың импульстік бөлігінің іске қосылуын алдын ала бақылаусыз) қорғаныш автоматты түрде жұмысқа қосылады (оның іске қосылу сигналына және оның іс-қимыл бағдарламасын қосуға рұқсат етіледі) және шығу белгісі пайда болғанға дейін енгізілген күйі қалады, содан кейін қорғаныш автоматты түрде шығарылады.

Шығару белгісіне іске қосу белгісі алдында басымдық беріледі – іске қосу белгісі болғанда және шығу белгісі пайда болғанда ТҚ жұмыстан алынады, шығу белгісі болғанда және іске қосу белгісі пайда болғанда ТҚ енгізілмейді.

Егер бірнеше ТҚ-ның автоматты түрде іске қосуға және шығаруға бірдей шарттары болса, олар үшін автоматты түрде қосуға бір құрылғы ұйымдастыруға жол беріледі. ЖТҚҚ-да схеманы орындау кезінде осындай автоматты түрде іске қосуды ұйымдастыру тоқтатылған жабдықта ТҚ-ны сыннан өткізу кезінде қолайсыздық тудырады және қолданылмайды.

Жедел контурда орындаудың жалпы тұжырымдамасына қарай қосылған немесе ағытылып тасталған автоматты түрде іске қосу құрылғысының жай-күйі жөнінде сигнал беру жүзеге асырылады.

4-параграф. ТҚ-ны жөндеу мақсатында шығаруды ұйымдастыру

31. Жөндеу мақсатында шығаруды белгілеу – оның іске қосылу сигналын сақтай отырып, осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 7-суретіне сәйкес ТҚ-ның іске қосылу шарттарын қалыптастыру алгоритмі бойынша ТҚ-ның іс-қимылын жедел емес өшіру.

32. Жөндеу мақсатында шығару құрылғылары ретінде байланыс қамтамалары, тумблерлер пайдаланылады. МПТ құралдарында технологиялық қорғауды орындау кезінде жөндеу мақсатында шығару бағдарламалық жолмен ұйымдастырылады және оның жай-күйі ТП АБЖ цехы инженерлік станциясынан ғана өзгертіледі.

33. Жөндеу мақсатында шығару құрылғысының жай-күйі авариялық жағдайларды (оқиғаларды) тіркеу (бұдан әрі – АЖТ) міндетінде пайдалану үшін бақыланады. Жөндеу мақсатында шығару құрылғыларының жай-күйі ақпарат оларды МПТ-да орындау кезінде оның өзгеру уақытын көрсете отырып тіркеледі және сұрау салу бойынша жедел контурға шығарылады.

5-параграф. ТҚ-ның іс-қимыл бағдарламасын қалыптастыру

34. ТҚ-ның іс-қимыл бағдарламасы бірнеше ТҚ үшін ортақ немесе жеке болып анықталады.

35. ТҚ-ның іс-қимыл бағдарламасына мынадай талаптар қойылады:

1) тиісті атқарушы құрылғыларға ТҚ командалары қалыптастырылады;

2) командалардың іс-қимылының ұзақтығы бағдарламаны іске қосу себебі сақталып тұрған кезде және осы бағдарламаның ең ұзақ операциясы орындалғанға дейін қамтамасыз етіледі;

3) жедел персоналдың бағдарламаның жұмысына оның іс-қимылы аяқталғанға дейін араласуға мүмкіндігі жоқ;

4) неғұрлым жоғары басымдық бағдарламасын іске қосу кезінде іс-қимыл тоқтатылады немесе оған тыйым салынады;

5) берілген ұзақтықтың импульстік командасы қалыптастырылады.

36. атқарушы құрылғыларға ТҚ командалары ТП АБЖ барлық басқа кіші жүйелерінің командалары алдында басымдыққа ие:

1) қашықтықтан және функционалдық-топтық басқару;

2) технологиялық бұғаттауларды автореттеу.

37. Жедел контурда негізгі жабдықты өшіретін немесе оның ауыртпалығын азайтатын бағдарламаларды іске қосу сигналы орындалады.

38. ТҚ іс-қимыл бағдарламасының алгоритмі бойынша ТҚ іс-қимыл бағдарламасын ұйымдастыру мысалы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 9-суретінде берілген.

6-параграф. ТҚ схемаларында персоналдың ықпал етуін қалыптастыру

39. ТҚ схемаларында тиісті бағдарламаны қашықтықтан жедел іске қосу жолымен жабдықты жедел авариялық өшіру мүмкіндігі көзделеді Бағдарлама оператордың кілтке немесе тоқтату нүктесіне импульстік ықпал етумен іске қосылады – импульстің ұзақтығы бағдарламаны іске қосу үшін жеткілікті.

40. Жабдықты терең жеңілдетуге әсер ететін ТҚ үшін осы ТҚ-ның әрекетін жабдықты өшіруге ауыстыруға мүмкіндік беретін арнайы жедел ауыстырып-қосқыш (қаптама) көзделеді.

41. Отынның бірнеше түрлерін қазандықта жағу мүмкіндігі кезінде (кезекпен немесе бірлесіп) жағылатын отынның түрі немесе әртүрлі отын санының ара салмағы бірлесіп жағу кезінде жедел контурда белгіленетін отынды ауыстырып-қосқыштың (бұдан әрі – ОАҚ) қалпымен анықталады.

ТҚ схемаларында пайдаланылатын ОАҚ-тың жағылатын отын түрлерінің санына тең қалыптардың саны болады және отынның басым түріне сәйкес келетін қалыпқа орнатылады. Отынның бірнеше түрлерін бірлесіп жағу туралы ақпарат қалыптастыру қажет болған кезде (мысалы, автореттеу үшін) ТҚ схемаларына қатыспайтын отынның арнайы ауыстырып-қосқышына орнатылады.

Газ-мазут қазандықтарында жағылатын отынның басым түрі газ бен мазут шығысын (немесе жаңа шыққан бу мен газдың шығысының келтірілген түрін) бақылау жолымен ОАҚ көмегінсіз анықталады, бұл ТҚ орындауға арналған техникалық шарттарда көрініс табады.

42. Осы Әдістемелік нұсқаулардың 3 және 4-параграфтарында көрсетілгеннен басқа, бір немесе бірнеше ТҚ-ны өшіруге мүмкіндік беретін құрылғылар орнатылмайды.

7-параграф. Екі арналы схеманы ұйымдастыру

43. Қуаты үлкен турбиналарда әрбір электрмагниттің ықпал етуінің гидравликалық арналарын кезекпен бұғаттау жолымен турбинаны өшірудің екі қатар жұмыс істейтін электрмагниттерді бөлектеп сынау құрылғысы көзделеді.

Турбинаны өшіретін ТҚ схемасын мынадай екі арналы нұсқада орындау:

1) әрбір қорғау әртүрлі датчиктерді пайдалана отырып, екі рет қалыптастырылады;

2) қорғаудың әртүрлі шығыс релесіне ықпал етумен.

3) Қорғаудың екі арналы схемасын ұйымдастыру алгоритмі бойынша турбинаның тоқтауына әрекет ететін кейбір ТҚ-ны екі арналы орындау мысалы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 10-суретінде берілген.

44. Турбинаның қорғауын екі арналы орындау кезінде әрбір арна "өзінің" электрмагнитіне әрқашан, ал "бөтен" электрмагнитке – егер "Өзінің электрмагнитін сынау" режимі болмаса ғана ықпал етеді. Қалған барлық атқарушы құрылғыларға екі арна да қатар әрекет етеді. Қорғау схемаларын екі арналы орындау кезінде турбинаны қорғау электрмагниттерінің бірін сынау бағдарламасын іске асыратын алгоритм осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 23-суретте берілген.

45. Әрбір қорғаныштың іске қосылу сигналы екі арнадан да берілген сигналға әсерлерді қатар қосумен бір мәрте қалыптастырылады.

46. Әртүрлі арналарға жататын датчиктер мен аппаратура әртүрлі панельдерде орналастырылады және электрмен қоректендіретін әртүрлі көздері болады.

5-тарау. Жергілікті ТҚ схемаларына қойылатын жалпы талаптар

47. Жеке механизмдердің (түтінтартқылардың, диірмендердің, қоректендіргіш сорғылардың және с.с.) өшірілуіне әсер ететін қорғаныштар немесе әрекеті негізгі жабдықтың авариялық өшірілуін болдырмайтын қорғаныштар жергілікті деп аталады.

48. жергілікті ТҚ схемаларына қойылатын талаптар жабдықты өшіретін ТҚ схемаларына қойылатын талаптарға сәйкес келеді. Негізгі айырмашылықтары:

1) бірінші болып іске қосылатын қорғанышты анықтау қажеттілігі жоқ;

2) кейбір ТҚ үшін ТҚ бағдарламасын орындау аяқталғаннан және іске қосылу себебі жойылғаннан ("Қазандық барабанында деңгейдің І шекке дейін артуы", "Қазандық артындағы жаңа шыққан бу қысымының артуы" - жылдам әрекет ететін редукциялық-салқындатқыш қондырғыны (бұдан әрі – ЖӘРСҚ) қосуға деген әрекет, "Қазандық артындағы жаңа шыққан бу қысымының артуы" - қазандықтың сақтандырғыш клапандарын ашуға деген әрекет және т.б.) кейін кері әсер ету қажеттілігі бар;

3) жөндеу мақсатында шығару құрылғысы көзделмейді.

49. Жергілікті қорғаныш үшін жөндеу мақсатында шығаруды орындау туралы мәселе нақты жобалау кезінде шешіледі. Қазандық артындағы жаңа шыққан бу қысымының артуы бойынша қорғау үшін жөндеу мақсатында шығару құрылғысы көзделмейді.

50. Жергілікті ТҚ-ға өзіндік мұқтаждар механизмдерінің АВР жатады. АВР схемаларында:

1) жөндеу мақсатында шығару құрылғысы жоқ;

2) АВР іске қосылу сигналының қажеттілігі жоқ, өйткені жедел контурда жұмыс істеп тұрған механизмнің авариялық өшірілуіне және резервтік механизмнің автоматты түрде қосылуына сигнал беріледі;

3) резервтік механизмнің қосылуының бірмәртелігін қамтамасыз ету жөнінде шаралар қабылданады;

4) қалпы мехнизмнің мақсатын немесе жай-күйін сипаттайтын жедел мынадай ауыстырып-қосқыш орнатылады:

1) "Жұмыстық";

2) "Резервтік";

3) "Өшірілді".

Аты бірдей екі механизм ғана болған кезде бір ортақ ауыстырып-қосқыш немесе әрбір сорғы үшін жеке ауыстырып-қосқыштар орнатылады, аты бірдей үш және одан көп механизмде АВР ауыстырып-қосқышы олардың әрқайсысы үшін орнатылады.

51. Ортақ АВР ауыстырып-қосқышы бар екі сорғының АВР алгоритмі және ортақ арынды магистральдағы қысымды бақылау осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 11-суретте берілген. Жеке ауыстырып-қосқыштары және әрбір сорғының кері клапанына дейінгі қысымды бақылауы бар екі сорғының АВР алгоритмі осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 12-суретте берілген.

6-тарау. Қорғаныш бұғаттаулары схемаларына қойылатын жалпы талаптар

53. Қорғаныш бұғаттаулары немесе жарылыс қауіпсіздігінің бұғаттаулары деп қазанды жағу кезінде газ және мазут арматурасын басқаруға қойылатын тыйымдардың жиынтығы аталады.

54. Қорғаныш бұғаттаулары қолданыстағы ҚР ҚНжҚ 4.02-08-2003 "Қазандық қондырғылары" қағидаларға сәйкес орындалады. Жарылыс қаупі бар ахуалдың туындау ықтималдығын азайтатын берілген шарттар орындалмаса, қазандыққа немесе жанарғыларға отын беруге рұқсат етілмейді.

55. Схемаларда жөндеу мақсатында құрылғыларды орындау көзделмеген. "Желдету жүріп жатыр", "Оттық желдетілді" деген оттықты желдету режимдерінде ғана сигналы көзделеді.

56. Пайдаланушы персоналдың талап етуі бойынша жанарғылардың саны үлкен қазандықтар үшін жарамсыздықты іздеуді жеңілдету үшін жекелеген бұғаттаулар әзір емес екендігі туралы сигналы орындалады.

57. Барлық жанарғылар үшін ортақ қорғаныш бұғаттаулары қазандыққа отын берілген кезде автоматты түрде енгізіледі, бір жанарғының қорғаныш бұғаттаулары осы жанарғыға отын берілген кезде енгізіледі.

7-тарау. Әртүрлі техникалық құралдарда орындау кезіндегі ТҚ схемаларының ерекшеліктері

1-параграф. Релелік аппаратура

58. Технологиялық қорғаулардың сенімділігін қамтамасыз ету үшін оларды қоректендіру аккумулятор батареясынан берілетін тұрақты ток кернеуі 220 Вольт (бұдан әрі – В) болғанда жүзеге асырылады.

59. аралық реле ретінде бұрын типі РП23 және типі РП251, РП252 реленің іркілісімен әрекет ететін реле қолданылып келді. Қазіргі уақытта бұл релелер өндірістен алынды және типі РП16, РП18 релемен алмастырылуда. Ұстау уақытын іске асыру үшін типі РВ112 – РВ143 электрмагниттік уақыт релесі немесе типі ВЛ моторлы реле пайдаланылады.

Қорғаныштардың іске қосылу сигналы мен бірінші себебін тіркеу үшін кернеу орамымен типі РУ21, РЭУ11 немесе РЭПУ көрсетілетін реле қолданылады. Осы релелердің байланыстары іске қосылу себептері жойылғаннан кейін іске қосылған қалпына қалады, оларды бастапқы қалпына қайтаруды персонал көрсетілетін релеге механикалық әсер ету жолымен жүргізеді.

Жөндеу мақсатында шығару құрылғысы ретінде қорғаныш әрекетінің тізбегінің ажырауын көзбен бақылауға мүмкіндік беретін типі НКР-3 түйіспе қаптамасы пайдаланылады.

Бүкіл осы аппаратура басқару қалқанының жедел емес контурына орнатылатын қорғаныш панельдеріне немесе электртехникалық құрылғылардың арнайы үй-жайларына орналастырылады.

60. Қорғаныш датчиктері ретінде тікелей әсер ететін приборлардың (деңгей, қысым және т.б. электртүйіспелік манометрлерінің, термометрлерінің, сигнализаторларының) "құрғақ" түйіспелері, қайталама приборлардың сигналдық құрылғыларының түйіспелері, ажыратқыштардың блок-түйіспелері және басқалар пайдаланылады.

61. Моноблокты қорғау мысалында схемалардың құрылу қағидаттарын қарастырамыз:

1) барлық қорғау негізгі және көмекші жабдықтардың жекелеген агрегаттарына жататын топтарға – жалпыблоктық қорғау, қазандықтың тоқтауына әсер ететін қорғау, қазындық ауыртпалығын азайтуға әсер ететін қорғау, турбинаны қорғау және генераторды технологиялық қорғау, қоректендіргіш сорғыларды қорғау, БРОУ қорғау болып бөлінеді.

Турбинаның бөгеткіш клапандарының электрмагниттерін басқару сондай-ақ, жеке топ ретінде технологиялық қорғаудың көлемінде орындалады;

2) жалпыблоктық қорғау схемаларын құру мысалы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 13-суретте берілген.

Блокты тоқтату жөніндегі операцияларды орындауға арналған командалар типі КСТ шығыс релелерінің түйіспелерімен беріледі, олар блокты тоқтатуға әрекет ететін қорғаулардың кез келгені іске қосылған кезде қосылады.

Типі КН1 – КН4 көрсетілетін релелер тиісті қорғаудың іске қосылуын тіркейді – олардың түйіспелерінен осы қорғаудың іс қосылуының авариялық тақтасы қосылады. Жекелеген технологиялық топтардың әрбір қорғанышының іске қосылуы туралы ақпарат (ПЭН, турбина) осы топтарды қорғау схемаларында тіркеледі.

Типі S1, S2 түйіспе қаптамалар қорғаныштарды жөндеу мақсатында шығару – типі КСТ шығу релелеріне қорғаныштар әсерін өшіру үшін қолданылады. Бұл ретте көрсетілетін релелер өшірілмейді;

3) генератор-трансформатор блогын электрлік қорғау схемасынан генератордың ішкі зақымданудан қорғаудың іске қосылуы туралы қысқа мерзімді (импульстік) ақпарат келіп түседі. Осы ақпаратты сенімді қабылдауды қамтамасыз ету үшін типі КСТ релесі іске қосылғаннан кейін ғана өшірілетін типі KL2 релесінің өзін-өзі құрықтауы көзделеді.

Турбинаның бөгеткіш клапандарының электрмагниттерін басқару схемасынан жалпы блоктық қорғау схемасына типі KCN реле ол бойынша қосылатын және егер типі S3 қаптама "Жеңілдету" қалпына қойылған жағдайда, қазанды тамыздық ауыртпалық режиміне көшіруге команда берілетін турбинаның өшірілуі туралы ақпарат келіп түседі.

KCN релені қосуға қазанды тоқтату қорғанышы немесе блокты тоқтату қорғанышы іске қосылған жағдайда рұқсат етілмейді.

Егер қазандағы тамыздық режим қандай да бір себеппен іске асырылмаған болса, типі S3 қаптама "Тоқтату" қалпына қойылады. Бұл жағдайда турбинаны өшірген кезде блокты тоқтатуды жүргізетін типі КСТ реле іске қосылады. Турбинаны тоқтату туралы ақпарат қысқа мерзімді және бөгеткіш клапандар жабылғаннан кейін немесе басты бу-тиекті ысырма (бұдан әрі – ББЫ) жабылғаннан кейін белгілі бір уақыттан кейін (30 секунд) алып тасталады. Олай болмаған жағдайда блокты тоқтату релесі үнемі кернеулі болады;

4) типі КСТ блогын тоқтату релесінің өзін-өзі құрықтау тізбегі не турбина ағытылып тасталғаннан кейін не ББЫ жабылғаннан кейін ұстау уақытымен өшіріледі (бұл ақпарат электрмагниттік бөгеткіш клапандарды басқару схемасында қалыптастырылады);

5) осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 13-суретте (2 парақ) генератор желіден ағытылып тасталған кездегі қорғау схемасының орындалуы көрсетілген.

Генератор-трансформатор блогын электрлік қорғау схемасынан генератордың желіден ағытылып тасталғаны туралы, сондай-ақ генератордың қосылған күйі туралы ақпарат келіп түседі. Соңғысы қорғанышты автоматты түрде енгізу үшін пайдаланылады.

Типі KLG1 реле генератор желіден ағытылып тасталған кезде барлық жағдайда қосылады және турбинаны атаулы айналу жиілігінде ұстап тұру мақсатында реттеуші клапандарды үдемелі жабуға турбинаны реттеу жүйесін релелік үдету блогына команда беріледі.

Типі КО екі позициялы реле (әдетте, типі РП8 реле пайдаланылады) қорғау әрекетіне генератор желіге қосылады және турбинаның бекіткіш клапандары ашылады деген шартпен генератор ағытылып тасталған кезде енгізіледі және турбинаның бекіткіш клапандары жабылғаннан кейін қорғаныш алып тасталады. Егер генераторды ағытып тастау турбинаның немесе блоктың тоқтатылуына әсер ететін басқа қорғаныштардың іске қосылуы салдары болып табылса, қорғаныш іске қосылмайды, өйткені бұл жағдайда генератор бекіткіш клапандар жабылғаннан кейін қорғаныш алып тасталғанда ағытып тасталады. Типі KLG2 реле турбинаның кері клапандарын жабуға команда береді (тоқтатылған турбина кезінде команда алып тасталады).

Типі S4 қаптама қалпы кезінде – "Бос жүріс" типі KLT уақыт релесі қосылады және 1 секундтан кейін типі КСХ бос жүріс релесі қосылады, оның түйіспелерімен блокты бос жүріс режиміне көшіруге команда беріледі. Уақыт ұстамы блокты тоқтатуға типі KL2 реле арқылы әрекет ететін генератор-трансформатор блогының ішкі зақымдануы кезінде қорғаныштың іске қосылуынан шеттетіледі. Типі көрсетілетін реле блокты бос жүріс режиміне көшіруді тіркейді және тиісті тақта қосылады.

Типі S4 қаптамасы, егер бос жүріс режимі қандай да бір себеппен іске асырылмайтын болса, қорғаныштың әрекетін блокты тоқтатуға көшіреді. Бұл ретте типі KLG3 реле ұстау уақытынсыз қосылады. Типі КН4 көрсетілетін реле қорғаныштың әрекет етуінің бірінші себебі ретінде генератордың желіден ағытып тасталуын тіркейді. Типі КН4 қосу тізбегі типі

KLG3 реленің жұмыс істеуі кезінде генераторды ағытып тастау басқа қорғаныштардың іске қосылуы салдары болып табылатын кезде типі КН4 іске қосылуын болдырмау үшін типі КСТ немесе KL2 түйіспелерінен ажыратылады. Бұл ретте типі KLG3 реле (типі РП252 немесе РП18 реле) генератордың ішкі зақымдауы кезінде КН4 типінің іске қосылуын болдырмау үшін типі KL2 релеге қатысты баяу жұмыс істейтін болып табылады;

6) екі ағынды қазын үшін қоректік судың шығынын тоқтату жөніндегі қорғаныш схемасы "екеудің екеуі" схемасы бойынша қорғанышты ұйымдастыру мысалы ретінде осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 14-суретте берілген. Қорғаныш типі SAB1 ажыратып-қосқышымен енгізіледі және ұстау уақытымен әрекет етеді, сол үшін екі ағын үшін де ортақ типі KLT уақыт релесі көзделеді.

Қорғаныштың іске қосылуының авариялық сигналын және қорғаныштың екі датчигінің бірінің іске қосылуы сигналын ұйымдастыру осы Әдістемелік нұсқаулардың 97-тармағында қарастырылады;

7) "үшеудің екеуі" схемасы бойынша қорғанышты ұйымдастыру мысалы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 15-суретте берілген. Типі КLH сигналының релесі қорғаныштың үш приборының біреуінің іске қосылуын ескерту сигналы үшін пайдаланылады;

8) іс-қимыл бағдарламасын іске асыратын қорғаныштардың атқарушы бөлігі түйіспелерімен атқарушы механизмдерге командалар берілетін шығулық релелерінен тұрады (типі СН қозғалтқыштар, ысырмалар, клапандар). Шығулық релелердің тобына бір іс-қимыл бағдарламасы бар қорғаныштар ісер етеді. Мысал ретінде, осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 16-суретте қазанды тоқтату қорғанышының атқарушы бөлігінің схемасы келтірілген.

Типі КСТN қазанды тоқтату релесі типі KLF қазанды тоқтатуды қорғауды кез келгенінің іс-қимылы кезінде, блокты тоқтатуды қорғау (типі КСТ реле) іс-қимылы кезінде, сондай-ақ қазанды типі SА1 қолмен тоқтату кілтімен қазанды ағытып тастау кезінде қосылады.

Қазанды тоқтату релесі іске қосылған кезде олардың біреуінің (типі KCTN1) түйіспесі арқылы өзін-өзі құрықтайды. Өзін-өзі құрықтау тізбегі қорғау командалары бойынша неғұрлым ұзақ операция орындалғаннан кейін, мысалы, ББЫ жабылғаннан кейін ажыратылады. Сол арқылы қорғаудың іс-қимыл бағдарламасын орындау қамтамасыз етіледі және ол толық орындалғанға дейін оған оператордың араласу мүмкіндігі жойылады. Шығулық реленің әрекетін ағытып тастайтын коммутациялық аппараттарды (кілттерді, қаптамаларды) орнатуға жол берілмейді.

Типі SАВ1, SАВ2 қорғанышын әске қосуды ажыратып-қосқыштар "Қосылды" деген қалыпта тұрған кезде шығулық релелердің өзін-өзі құрықтау тізбегі сақталады, бұл бірінші болып іске қосылған қорғаныштың көрсететін релесінің (типі КН) іске қосылуын қамтамасыз етеді. Типі EFH көрсетілетін релені қосатын шинканы қоректендіру, осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 14-суретіне сәйкес, типі КСТN шығулық релесінің түйіспесіне ағытып тасталады, сондықтан іске қосылуы жабдықты тоқтату салдары болып табылған қорғаныштың көрсететін релелері іске қосылмайды. Осылайша, жабдықтың ағытып тасталуының бірінші себебін тіркеу қамтамасыз етіледі.

Типі SА1 қолмен тоқтату кілтімен қазынды ағытып тастау түйіспесімен "Қазанды кілтпен тоқтау" тақтасы қосылатын типі КНН ток орам сымымен көрсетілетін релемен тіркеледі. Типі КНС көрсетілетін релесі қолмен тоқтату кілтіне ықпал етуден басқа, қазанды тоқтату релесі жұмысының барлық жағдайында іске қосылады және осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 16-суретіне сәйкес "Қазанды авариялық тоқтату" тақтасын қосады;

9) қорғауларды орындауға арналған техникалық шарттарына сәйкес қорғау арқылы қазанды тоқтату кезінде турбинаны тоқтатуға арналған команда дереу, ал қазанды қолмен тоқтату кілтіне ісер кету кезінде – турбинаның реттеуші сатысындағы камерадағы қысым берілген мәнге дейін төмендетілгеннен кейін түседі, бұл БРОК қосылуын және импульстік-қорғаушы клапандардың ашылуын болдырмауға мүмкіндік береді. Осы шартты іске асыру үшін типі KCTNH релесі көзделеді. Турбинаны тоқтату релесінің тізбегінде команданы қалыптастыру осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 16-суретте көрсетілген;

10) турбинаның бекіткіш клапандарын жабатын электрмагниттердің бірін басқару тізбектері осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 17-суретте берілген. Екінші электр магнит дәл осындай схема бойынша басқарылады, бірақ электрлік қоректендіру басқа автоматты ажыратқыш арқылы ұйымдастырылған.

Бұл электр магниттер іске қосылу сәтінде тұрақты ток кернеу 220 В болған кезде 2 Ампер (бұдан әрі – А). Электр магниттерді қосу үшін түйіспелерінің коммутациялық қабілеті осындай токты (типі 8В-6К немесе НЕ-66 реле) коммутациялауға мүмкіндік беретін типі (KCTS1, КСТS2) реле пайдаланылады. Электр магнит екі полюстен де коммутацияланады, бұл электр магнитті басқару тізбегінде жерге қосарлас тұйықталу кезінде оның жалған іске қосылуын болдырмауға мүмкіндік береді.

Электр магнит токпен ұзақ уақыт айналып ағуға есептелмейді, сондықтан турбина ағытып тасталғаннан кейін одан болатын кернеу турбинаның ағытып тасталған, ЦВД екі бекіткіш клапанның кез келгенінің және ЦСД екі бекіткіш клапанның кез келгенінің жабдықтығы белгісін қалыптастыратын типі KLZ1 реле түйіспелерімен ағытып тасталады. Типі KLZ1 реле ретінде түйіспелерінің коммутациялық қабілеті жоғары, оның үстіне осы реленің тізбекті қосылған түйіспелері типі R1 – С1 ұшқын өшіру тізбегімен ұштастырылатын типі 8В-2К немесе РНЕ-22 реле пайдаланылады.

Типі KSY1 реле (типі РЭС-9 реле, R_обм = 9600 Ом, I_раб = 8,3 - 9,3 миллиАмпер (бұдан әрі – мА) электр магнит тізбегінің жарамдылығын бақылайды, ал типі KLl реле (типі РЭС-9 реле, U_ном = 6 В) оның іске қосылуын тіркейді.

2-параграф. Технологиялық қорғау жинақтарының құрылғысы

62. ТҚ жинақтарының құрылғысы ТҚ техникалық құралдарының габариттерін азайтқан кезде олардың сенімділігін, сақталғыштығы мен жөндеуге жарамдылығын арттыру мақсатында құрылған.

ТҚЖҚ-да қолданылатын шағын габаритті РЭС-8, РЭС-9 типті герметикалық реле бұрын қолданылған ЖЖ сериялы мынадай көрсеткіштермен ерекшеленеді:

1) кепілдік берілген ресурс;

2) қоректендірудің номинальды кернеуі;

3) профилактикалық қызмет көрсету көлемі;

4) габаритті мөлшерлер, масса.

72. Шағын габаритті реле негізінде құрылған бірегейлендірілген блоктар ТҚ орындауға арналған техникалық талаптарды іске асырады, ТҚ кіші жүйесінің сенімділігі ЖЖ типінің релесінде орындау нұсқасымен салыстырғанда мынадай факторлардың есебінен едәуір артады:

1) қолданылатын реленің неғұрлым жоғары сенімділігі;

2) төмендетілген кернеуге көшу;

3) қорғау шкафтарының неғұрлым жоғары зауыттық даярлығы;

4) ТҚ схемаларының жедел диагностикаланатын элементтерінің көлемін кеңейту;

5) жұмыс істемейтін блоктарды ауыстыру арқылы жүргізілетін аппаратураның ақауларын жою жөніндегі жұмыстарды оңайлату және жеделдету;

6) ТҚ сынап-тексеру жөніндегі жұмыстарды оңайлату.

ТҚ-ны блокпен жиектеу есебінен оның аппаратурасының жөндеуге жарамдылығы артады, ТҚ қызмет көрсетуге жұмсалатын еңбек шығындары қысқарады және персонал жұмысының қауіпсіздігі ұлғаяды.

63. ТҚ алгоритмдері мамандандырылған блоктармен іске асырылады. ТҚЖҚ номенклатурасына блоктардың мынадай типтері кіреді:

1) ҚБ – қорғау блогы – датчиктердің дискретті сигналдарын қисынды өңдеу: біреуін немесе екеуін параллель (ҚБ-1), екеуін (ҚБ-2) немесе үшеуін (ҚБ-3) біртіндеп;

2) УБ – уақыт блогы – уақыттың реттелетін ұсталымы;

3) ББТ – көрсеткіш реле және тиянақтау блогы – оқиғаларды көрсеткіш релені қосып есте сақтауы;

4) ҚҚБ – қорғанысты қосу блогы – ТҚ автоматты түрде кіргізу және шығару;

5) ИБ – импульстер блогы – импульстік командалар қалыптастыру;

6) КББ – көбею блогы бірдейлендірілген – дискретті сигналдарды көбейту;

7) СБ – сигнализация блогы – орталықтандырылған уақыт ұсталымы бар екі датчиктің бірінің сигнализациясының жұмыс істеуі;

8) СБ – сынап-тексеру блогы – ТҚ іске асыратын блоктардың, авариялық сигнализациялардың жарамдылығын тексеру.

Атқарушы құрылғыларға ТҚ командалары ТҚ шкафындағы арнайы жеке ұяшықтарда орнатылатын шығу релелерімен қалыптасады.

64. ТҚ әрбір шкафы 48 функционалдық блоктан аспайтын және 54 шығатын реледен аспайтын қондырғыға есептеледі. Қажет болған кезде бір шкафта ТҚ бірнеше тобы орналасады (мысалы, турбинаны сөндіретін ТҚ және электр магниттермен турбинаның тежеуіш клапандарын басқару).

ТҚ көп санын қамтитын топтың бірі (мысалы, қазандықты сөндіретін ТҚ) екі көрші шкафта орналасады. Бұл ретте, шкафтардың әрқайсысында қазандық тоқтауының толық бағдарламасын іске асыратын қорғаушы шығу релесі көзделеді. Қуаты үлкен қазандықтар үшін шығу командалары көп болған кезде қорғаныштардың шығу релесі қорғаныштардың екі шкафында орналасады, әр шкафта әртүрлі командалар жинағы құралады. Соңғы жағдайда шкафтардың бірінде олардыі екеуінің біріне параллель қосылған байланыстармен шығу релесі жұмыс істеген кезде басқа шкафта орналасқан шығу релесінің жұмыс істеуіне команда беріледі. Бұл команда іске асырылған кезде екі параллель қосылған реленің байланыстарымен схеманың сенімділігі артады.

65. Қорғаныш схемаларында сыртқы ақпарат көзі ретінде пайдаланылатын және ББҚ-дан тыс орналасқан барлық байланыстар және ТҚЖҚ шкафтарының үй-жайлары, мысалы, орнына орнатылған датчиктердің байланыстары, тартқыштардың түпкілікті сөндіргіштер, қозғалтқыштардың сөнуін тіркейтін промреле байланыстары кернеуі 220 В тұрақты токқа қосылады. Кернеуі 24 В тұрақты токты пайдалануға рұқсат етіледі.

Қорғаныш схемаларында сыртқы ақпарат көзі ретінде пайдаланылатын және ББҚ-дан тыс орналасқан барлық байланыстар, сондай-ақ ТҚ схемаларының логикасын іске асыратын барлық аппаратура және ТҚ шығу релесі 24 В тұрақты токтың кернеуіне қосылады.

Әртүрлі кернеуде ақпарат қабылдау үшін ҚБ әртүрлі модификациясы болады – ҚБ-Мынадай редакцияда жазылсын блоктары 220 В кернеуге ақпарат қабылдайды, ҚБ-М1 блоктары 24 В кернеуге ақпарат қабылдайды.

66. Дискретті сигнал ТҚ датчиктерінен тиісті ҚБ тікелей енгізіледі немесе әртүрлі блоктардың шынжырларында – БКБ-да пайдаланылады.

67. ТҚЖҚ-да орындалған ТҚ схемаларының логикасы АР типті промреледе ТҚ схемаларын орындау логикасын қайталайды және блоктарда ТҚ бір тобының барлық блоктары бір немесе екі көрші шкафтарда орналасатындай іске асырылады. "Екеуінің екеуі" схемасы бойынша қорғауды ұйымдастырудың құрылымдық схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 18-суретте осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 14-суретте берілген схемаға ұқсас.

ҚҚБ-да ТҚ қосуға (шығаруға) команда қалыптастырады, ҚБ-2-де су шығысын төмендету туралы екі датчиктерден дискретті сигналдар қабылданады, ол жерде сигнальды реле орналасқан, осы ТҚ жөндеу шығу тумблері және шығу релесі. Уақыттың табандылығы УБ-да іске асырылады. ТҚ қозғалысының алгоритмі монтажды жолмен жиналады.

68. ТҚ әрекетінің бағдарламасы әрбір ТҚ шкафында арнайы ұяшықтарға орнатылатын 24 В-та РЭС-8 типті аралық реледе іске асырылады. Осы релелерді қосу схемасы осы Әдістемелік нұсқауларға 69-тармақтың 8) тармақшасына сәйкес релелік аппаратурада ТҚ орындаған кезде шығу релесін қосу схемаларынан ерекшеленбейді.

69. ТҚЖҚ-да турбинаны қорғау схемасын құру үлгісі "Турбина алдында жаңа будың температурасын азайту" қорғау мысалында осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 19-суретте берілген:

1) қорғау будың температурасын тоқтатқыш клапан алдында және осы тоқтатқыш клапанға келтірілген бу өткізгіштегі қазандықтың артынан бір мезгілде азайтып жұмыс істеледі. Турбинаның екі тоқтатқыш клапаны болған кезде олардың әрқайсысы үшін қорғаулардың тәуелсіз жинағы көзделеді. Суретте қорғаудың бір жинағы көрсетілген.

Қорғау будың температурасы жоғарылаған кезде ескертуші сигнализация орнатылған жерден жоғары тоқтатқыш клапанның алдынан салынады және турбинаны сөндіргеннен кейін шығарылады;

2) қорғауды кіргізу және шығару үшін ҚКБ типті блок (АS2) орнатылады, оның тиянақтау релесі (KQ1) қосу шарты көрінген кезде қосу байланысын тұйықтайды (бұл ретте "Т к 1" байланысымен қосудың кіру релесін шунтирлеу шынжыры шешіледі) немесе тоқтатқыш клапандардың жабық қалпын реле-қайталама типті (KL4Z) байланысты тұйықтау. закрытого положения стопорных клапанов. KQ1 типті реле байланыстарымен оны автоматты түрде қосқан немесе сөндірген кезде қорғау шынжырларын қосу және сөндіру: KQ1 типті реле байланыстары шығу реле қорғау шынжырлары, сигнализациялар, тіркеулер және сынау шығу релесі дайындалады.

ТҚ сынау жөніндегі жұмыстарды жеңілдету үшін ҚКБ-да тоқтатылған жабдыққа ТҚ мәжбүрлеп кіргізу және шығару мүмкіндігі көзделеді;

3) "екінің екеуі" схемасы бойынша қорғау үлгідегі ТШ-2М (2AF1) блогында іске асырылады, мұнда турбина тоқтатуының демалыс релесіне команда қалыптасады, типті КН1 және КН2 көрсеткіш реле көмегімен қорғаудың істен шығуы тіркеледі, осы Әдістемелік нұсқауларға 103-тармаққа сәйкес екі датчиктің бірінің істен шығуы туралы жалпыблоктық қорғаныстың схемасына ақпарат қалыптасады. Бұл ҚБ-да ТҚ берген сынау үшін аппаратура жеке-жеке әрбір арна үшін, сондай-ақ екі арна үшін бір мезгілде осы Әдістемелік нұсқаулар қағидасының 9-тарауының 3-параграфына сәйкес көзделген;

4) себебін қорғаудың істен шығуының алғашқы себептерін бекіту үшін осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаның 19-суретіне (4-парақ) сәйкес көрсеткіш реленің екі шинкасы ұйымдастырылған. Бір шығыршығы типті (EFH1) - ТТ-ның қолданыстағы бір мезгілде тоқтату блок және турбина (ТТ бойынша осевому орын ауыстыруына ротордың төмендету бойынша қысым, майлау жүйесіндегі арттыру бойынша қысымын, конденсатордағы). Тамақтану осы шинкалар алынады іске қосылған кезде реле тоқтату блок типті (КСТ1). Сілтеуіш реле қалған қорғаныстар қосылады шинке типті (EFH2), кернеу турбинаның тоқтатқыш клапандары (реле типті KL5Z) жабылғаннан кейін алынады.

EFN1 үлгідегі шинка осы Әдістемелік нұсқаулар қағидасының 104-тармағына сәйкес екі қорғау датчиктерінің бірінің іске қосылуы туралы сигнал қалыптастыру үшін жалпыблокты қорғаныс схемасында ұйымдастырылады.

EFS үлгідегі шинка осы Әдістемелік нұсқаулар қағидасының 8-тарауының 3-параграфына сәйкес қорғауды орталықтандырылған сынамалауды жүргізу үшін ұйымдастырылды;

5) түрлі ТҚ істен шыққан кезде орындалатын бағдарламаларға байланысты үш түрлі топтың демалыс реле, әрқайсысы өз релені сынау көзделген.

"Турбина конденсаторындағы қысымды көтеру" қорғанысы типі KCTW1, KCTW2 реле қосылады, олар блокты тоқтатуға, турбинаны тоқтатуға, , генераторды өшіруге, конденсатор ағызу желісіне ілмекті арматурасыны жабуға команда береді.

"Турбинаны II шекке дейін майлау жүйесіндегі май қысымын төмендету" және "Турбина роторының өстік жылжуы" қорғанысы типі KCTW3, KCTW4 реле қосылады, олар блокты тоқтатуға, турбина тоқтатуға және генераторды өшіруге команда береді;

6) блогты тоқтату релесіне командалар сының іске қосылған кезде турбина қорғаныстары істен шыққан кезде схеманың сенімділігін арттыру үшін бір топтың түрлі релесіне параллель қосылған контактілер қалыптасады;

7) жоғарыда санамаланғанды қоса алғанда, барлық қорғау, реле өшіру турбина типті KCTS1...KCTS., олар қосылады, сондай-ақ іс-әрекет ететін останавливающих блогы және қазандығы және ажырату кезінде турбина кілті қолданылады. Кейін іске қосылу релесі тоқтату турбина өздігінен ұстауға іске қосылады, ол алынып тасталады кейін 3 минуттан кейін жабу тоқтатқыш клапандардың турбина қамтамасыз етеді орындау мүмкіндігін неғұрлым ұзақ операциялар бағдарламасын тоқтату араласуынсыз персонал;

8) жобалау кезіндегі демалыс күндерін тізбектерін ТҚ жүктеме байланыс демалыс реле кез-келген блокты қорғау емес, артық 2 "А", бұл сәйкес келеді, параллельді қосу 9 – 10 демалыс реле.

Қашан қалыптасады үлкен саны командалық және ақпараттық әсер, ол үшін көп қажет 10 реле ұйымдастырылады қосымша топ демалыс реле қосылатын байланыстар, кем дегенде, екі демалыс реле, контактілер параллель қосылады. Реле қосымша тобын қалыптастырады аз жауапты немесе қайталанатын командалар ТТ;

9) саны параллель қосылған демалыс реле төрт қорғау үшін контактілер, тербелмелі көші-қон орамасының осы реле, кернеу кезінде размыкании қатар олардың катушкам белгіленеді диодтар типін КД202Р.

3-параграф. Микропроцессорлық техника

70. ТҚ кіші жүйесін іске асыру үшін микропроцессорлық техниканы қолдану дәстүрлі тәсілдермен салыстырғанда артықшылық береді:

1) үздіксіз бақылау дұрыстығын кіріс аналогты және дискретті сигналдар сигнал және тіркеу ақау жекелеген датчиктер немесе арналарын бақылау;

2) дұрыстығын арттыру сигналдарды кіріс есебінен үздіксіз диагностика сигналдарды бірнеше датчиктер бір параметрін анықтай отырып, ақаулы сенсор мүмкіндігімен және өзгерту кезінде бұл алгоритм қалыптастыру кіріс сигналының осы көрсеткіш бойынша;

3) мүмкіндігі тыйым салу іске қосылуға немесе әрекет ТТ-ның дұрыс еместігі анықталған кезде сигналдың параметрі бойынша, бақыланатын осы ТТ;

4) бақылау мүмкіндігін беру командалары атқарушы құрылғылар ТТ сигналымен және тіркеу фактісінің болмаған команда құрылғы іске қосылған кезде, ТТ, қолданыстағы бұл құрылғы;

5) бақылау мүмкіндігі командалардың орындалу фактісі бойынша және уақыт;

6) өзін-өзі диагностикалау, техникалық құралдар сигналымен және тіркеуге бас тартудың көрсете отырып, істен шыққан элементтің;

7) мүмкіндігі санкциялаған жай-күйін бақылау кез келген датчик немесе алгоритм бере отырып, ақпаратты дисплейдің экранына;

8) жұмыс істеу тағайындамаларын, уақыт ұсталымдарын, енгізілген өзгерістерді тіркей отырып, АСУ ТП операторының жұмыс орнынан жөнделіп шығуының жай-күйі санкцияланған өзгерту мүмкіндігі;

9) барлық тіркелетін оқиғалардың туындау уақыты ұсталымдарының мүмкіндігі.

Жобалау кезінде осы артықшылықтардың барлығы іске асырылады.

71. ТҚ кіші жүйесін іске асыру үшін микропроцессорлық техниканы қолданудың кемшіліктері мыналар болып табылады:

1) бақылаушының ішіндегі жалған сигналдардың генерациялану мүмкіндігі;

2) бақылаушының "тұрып қалу" мүмкіндігі;

3) әртүрлі кіші жүйелердің талаптарын ескере отырып, АСУ ТП егжей-тегжейлі технологиялық құрылымын әзірлеудің нақты объектілерін жобалаған кезде қажеттігі.

Көрсетілген кемшіліктер ТҚ құрылымын және кіші жүйесінің байланыстарын жобалаған кезде ескеріледі және өтеледі.

72. Микропроцессорлық құралдарда ТҚ кіші жүйесін жобалау: мынадай жұмыстарды орындағанда көрінеді:

1) жеткілікті сенімділігі, сыйымдылығы бар, жылдам әрекет ететін, мүмкіндігінше АСУ ТП басқа кіші жүйесі орындалатын бағдарламалық-техникалық құралдарға ұқсас.

ТҚ кіші жүйесі түрлі тәсілдермен әске асырылады – ТҚ кіші жүйесі әртүрлі бақылаушылар бойынша бытырап орналасады, оларда АСУ ТП іске асырылады, технологиялық қағидат бойынша (қазандықтың ТҚ – қазандықты басқару бақылаушысында, ТҚ турбиналар – турбинаны басқару бақылаушысында), ТҚ кіші жүйесі жекелеген бақылаушыларда іске асырылады, олар технологиялық қорғаулардың микропроцессорлық құрылғыларын құрайды (бұдан әрі – ТҚ МПҚ);

2) талап етілетін сенімділікті және ТҚ кіші жүйесінің өміршеңдігін, таңдап алынған техникалық құралдардың сенімділігін ескере отырып, ТҚ кіші жүйесі элементерін резервтеу қажеттігі мен тәсілдерін анықтау;

3) бағдарлама жасауға тапсырма жасау.

Тапсырманың түрі техникалық құралдарды әзірлеушімен келісіледі. Тапсырма қорғаудың типті алгоритмдерінен, ТҚ орындауға арналған көлем мен техникалық талаптар туралы деректер не технологиялық қорғаудың құрылымдық схемалары түріндегі не кесте нысанындағы не мәтіндік сипаттама, қосу және сөндіру сигналдарының кестелері, РАС, КДЗ-ға бағытталатын сигналдардан, технологиялық сигнализация сигналдары осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 5-9-суреттерде келтірілген.

4) ТҚ датчиктерінің сигналдарын қосу және өңдеу тәсілдерін таңдау;

5) ТҚ кіші жүйесінің орындаушы құрылғылармен, сигнализация және тіркеу жүйелерімен, басқа да АСУ ТП кіші жүйелерімен байланыс тәсілдерін таңдау.

73. Датчиктерді резервке қою мыналарды ескере отырып орындалады:

1) ТҚ үшін авариялық жағдайлар шарттарын қалыптастыратын датчиктер осы кіші жүйеге жатады және олардың сигналдары осы Әдістемелік нұсқаулардың 85-тармағының 3) тармақшасына сәйкес осы кіші жүйеде АСУ ТП басқа кіші жүйелерінде одан әрі пайдалану мүмкіндігімен өңделеді. Қажет болған кезде ТҚ қосу шартын қалыптастыратын сигналдар басқа кіші жүйелерден цифрлық байланыс арқылы МПҚ ТҚ-ға беріледі;

2) МПТ базасында орындалған ТҚ кіші жүйесінің датчиктері дискретті сигнал датчиктері ретінде де (әлеуетті немесе "бос байланыс" типті), сондай-ақ ұқсас нормаланған сигнал датчиктері ретінде де (0 - 5 мА, 4 - 20 мА, 0 - 10 мВ), қарсыласудың термобу мен термометрлердің табиғи сингналы пайдаланылады;

3) микропроцессорлық техника сенімділігін арттырады қалыптастыру сигналдарды кіріс есебінен – әрбір датчиктің ақаусыздығын анықтау, байланыс датчиктермен анықтау дұрыстығын, бір параметрді бірнеше датчиктер арасында ақаулы датчигінің бөлу, осы параметр бойынша сигнал қалыптастыру алгоритмін өзгерту мүмкіндігі, бұзылған датчиті қарамай алып тастау.

Бұл міндеттер шығыс сигналы 4-20 мА датчиктерін және бір параметрдің үш датчигін қолданған кезде шешіледі. МПТ базасында ТҚ үшін параметрлерін бақылаудың ыңғайлы нұсқасы аналогты сигналы 4 - 20 мА үш датчиктерді пайдалану болып табылады. Кез келген жағдайда қолданылатын датчиктер саны осы Әдістемелік нұсқаулар 4-тармағының 2) тармақшасының талаптарында көрсетілген датчиктер санынан кем емес.

74. МПҚ ТҚ бақылаушыларын резервке қою былайша орындалады:

1) ТҚ кіші жүйесінің сенімділігі мен беріктігін арттыру үшін олардың бірі істен шыққан кезде кіші жүйе жұмыс істеу қабілеттілетін сақтауы үшін МПҚ ТҚ құрайтын бақылаушыларды резервке қою қолданылады.

Мысалы, екі немесе үш бақылаушы бірдей ақпарат ала отырып және сол бір ИУ-ға команда бере отырып, бірдей бағдарламаны орындайды немесе бірнеше бірдей атаулы тетіктердің (қоректендіру сорғыларын, түтін сорғыларды) бірін барлық қорғау бір бақылаушыда, ал екінші тетікті қорғау – екіншісінде орындалады.

МПҚ ТҚ жұмысының тәжірибесінің жинақталу шамасына қарай бақылаушыларды резервке қою өлшемшарттары мен тәсілдерін неғұрлым дәл тұжырымдалады;

2) бақылаушыларды резервке қойған кезде атқарушылық құрылғыларға ТҚ командасының тұжырымдалу тәсілі кіші жүйенің жеткілікті сенімділігі талаптарын және жүйенің қабылданған құрылымын ескере отырып, жобалау кезінде анықталады;

3) бақылаушыларды резервуке қойған жағдайда барлық датчиктердің сигналдарын іске қосу әрбір бақылаушыға жүзеге асырылады, ол үшін дискретті немесе аналогты датчиктің сигналын көбейту құрылғысы көзделеді, осы сигнал басқа кіші жүйелердің бақылаушыларында да пайдаланылады.

Бір-бірін резервтейтін датчиктердің сигналдарын әртүрлі бақылаушыларға қосу және оларды интерфейсті байланыстар бойынша салыстырудың мәні жоқ, себебі датчиктер сигналдарын олардың дәлдік сыныбы шегінде рұқсат етілген келісілмеу, осы бақылаушылар процессорларының сигналдарын олардың ішкі ақаулығы салдарынан келісілмеу.

75. ТҚ кіші жүйесінің АСУ ТП басқа кіші жүйесімен байланыстары мыналар ұйымдастырады:

1) ТҚ кіші жүйесінің байланыстары ТҚ кіші жүйесінің АСУ ТП басқа кіші жүйелеріне қатысты орындалу нұсқасына байланысты, ТҚ кіші жүйесі әртүрлі бақылаушыларға шоғырланған, олардың әрқайсысында технологиялық қағидаты бойынша біріктірілген АСУ ТП басқа кіші жүйелері болады, ТҚ қазандығы – қазандықты басқару бақылаушысында, ТЗ турбиналар – турбинаны басқару бақылаушысында, ТҚ кіші жүйесі жекелеген бақылаушыларды іске асырылған, олар осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаның 20-суретіне сәйкес ТҚ МПҚ құрайды;

2) әртүрлі бақылаушыларға шоғырланған ТҚ кіші жүйесінің элементтері арасындағы байланыс, сондай-ақ АСУ ТП басқа кіші жүйелерімен байланыс сенімділігі мен жылдам әрекет етуі бойынша сипаттамалар қамтамасыз етілетін жүйеге байланысты бақылаушы желі арқылы немесе УСО бақылаушылары арқылы кәбіл бойынша жүзеге асырылады;

3) ТҚ кіші жүйесі үшін қосу сигналдарын жинау және өңдеу міндеті, егер ол ТҚ МПҚ құрайтын болса, не осы кіші жүйенің шеңберінде, егер ТҚ кіші жүйесі әртүрлі бақылаушылар бойынша шоғырланса, ақпаратты жинау және өңдеу жалпы жүйесінде құрылады.

Қажет болған кезде өңделген ТҚ МПҚ-да сигнал басқа кіші жүйелерге бақылаушы желілер арқылы цифрлық нысанда немесе кәбілмен УСО бақылаушылар арқылы беріледі.

76. ТҚ кіші жүйесінің атқарушы құрылғылармен байланысы мыналарды ескере отырып ұйымдастырылады:

1) ТҚ ішкі жүйесінің ТМ-мен байланысы осы құрылғы басымдықтарының торабы қайда ұйымдастырылғандығына байланысты, шешуші, атап айтқанда, , осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаның 19-суретіне сәйкес ТҚ кіші жүйесінен команда түскен кезде бұл құрылғыға барлық басқа командалық әсерлердің тыйым салу тапсырмасын беру. Басымдықтар торабында ТМ жетегіне команда ұйымдастырылады;

2) ең жоғары сенімді байланыс қамтамасыз етіледі орындау кезінде торабының басымдықтарын сол бақылаушыда, орындалатын ТҚ, қолданыстағы осы ТМ, бірақ бұл ретте бақылаушы енгізілетін барлық командалар төменгі басымдықтарын, қолданыстағы-бұл ТМ.

Егер жүйе ТТ түрлі бақылаушыларға шоғырланса, бұл талап орындалады ішіндегі әрбір технологиялық топтың, ТҚ және ТМ осы топтың бір бақылаушысында орналасады.

Орындау кезінде ТҚ МЖБ ТҚ онда орындалады тораптары басымдықтарын барлық арматураны электромагниттік жетегі бар, өйткені бұл арматура қорғаныш функцияларын өзі орындайды және басқарушы командалардың саны аз.

Тораптар басымдықтарын қалған атқарушы құрылғылардың шеңберінде орындалады кіші жүйесінің басқару орындалады ТТМ немесе дәстүрлі құралдары;

3) орындау кезінде торабының басымдықтарды ТТМ шеңберінде басқарудың ішкі жүйесін, ТП АБЖ команда ТТ арқылы беріледі бақылаушы желілер және/немесе кәбіл арқылы КҚҚ бұл кіші жүйе үшін жауапты атқарушы құрылғылардың қайталанады кабельді байланыспен шығу МЖБ ТТ құрылғысы;

4) орындау кезінде торабының басымдықтарды дәстүрлі құралдарында басқару сызбасында "өз" ТМ команда ТТ беріледі басқару схемасы және әрбір құрылғы.

7-тарау. Ақпарат беруге қойылатын талаптар

1-параграф. Жалпы талаптар

77. ББҚ жедел контурында әрбір қорғаудың істен шығуын жарықпен дыбыстық авариялық сигнал ұйымдастырылады. Негізгі жабдықтың ТҚ (блок, қазандық және турбина) істен шыққан кезде кейде ТҚ әрекетінің орындалатын бағдарламасының атауына сигнал береді.

78. Бірнеше ТҚ тізбекті қосылған кезде бірінші істен шыққан ТҚ бір мәнді анықтау жедел және/немесе жедел емес қамтамасыз етіледі.

79. Уақыт ұстанымын істен шығаруға ТҚ үшін 20 секунд және одан да көп орындалады сақтандырғыш сигнал беру басталғаны туралы есептеу түйіні.

80. "Екеудің екеуі" сызбасы бойынша орындалған ТҚ үшін пайдалана отырып, датчиктер, бақылаушы бір шамасын, фактісін іске қосылу бір екі датчиктер берумен авариялық жарық сигналы және ескерту сигналдарын – топтық, жарықтық және дыбыстық сигнал береді. Сигнал датчиктердің ықтимал біркелкі істен шықпауынан құрылады.

Пайдалану кезінде датчиктер, бақылаушы әр түрлі маңызы бар бір параметр – авария алдындағы және авариялық (мысалы, деңгейі ӘҚЖ деңгейі демпферлік бакте) іске қосылуы тек датчик сақтандырғыш сигнал беру авариялық болып табылмайды және сигнализируется ретінде ақаулығы ТҚ, бірақ авариялық тұғырға келтірілген бір датчиктің істен шығуымен сигнал беріледі.

81. "Үштің екеуі" схемасы бойынша орындалған ТҚ үшін бір датчик істен шығу фактісі - ескерту жарық және дыбыс сигналдары сигнал береді. Сигнал датчиктердің ықтимал біркелкі істен шықпауынан құрылады.

82. Іске қосылған кезде ТҚ беріледі бастамашыл ақпарат міндеттері РАС және ЖДБ, егер олар жобада болса

83. ББҚ жедел контурында жалпы жобалау тұжырымдамасы шеңберінде ИУ қалпының немесе жай-күйінің сигнализациясы ұйымдастырылады, оларды ТҚ әрекет етеді.

84. Осы Әдістемелік нұсқаулықтардың 86 – 91-тармақтарында көрсетілген сигналдарға қосымша блокты басқару қалқанында (бұдан әрі – ББҚ) сигнализация ұйымдастырылады:

1) ТҚ схемалары электр қоректендіргішінің жарамсыздығы;

2) ТҚ режимдің қосу құрылғыларының жай-күйі;

3) турбинаның тоқтатқыш клапандарының электромагниттері шынжырларының жарамсыздығы;

4) арнайы сынақтан өткізу жүйесін қолданған кезде ТҚ сынақтан өткізу нәтижелері.

2-параграф. Релелі аппаратурада ТҚ орындау

85. Әрбір ТҚ жұмыс істеуіне ТҚ дерегінің атауы бар тақтаның жануымен және авариялық сигнал дыбысымен сигнал беріледі. Негізгі жабдықты сөндіретін немесе оның жүктемесін төмендететін ТҚ үшін ТҚ жұмыс істеген тақтамен қосымша бір мезгілде, егер бұл жобада көзделсе, орындалатын бағдарламаның атауы бар тақта жанады.

86. Бірінші істен шыққан және жабдықты ажыратудың басты себебі болған қорғау оның көрсеткіш релесінің істен шығуы бойынша анықталады, оның байланысы қызметкерлер механикалық әсер еткен кезде ғана ажырайды. Сілтеуіш реле қорғаныстың жұмыс істеуі, олардың салдары болып табылады тоқтату жабдықтарды, істен шығады, өйткені іске қосылған кезде демалыс реле осы топтың ТҚ олардан кернеу алынып тасталады. Ұйымдастыру шинкалар тамақтану көрсеткіш релесі (EFH) осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаға сәйкес 14 және 15-суреттерде көрсетілген.

87. ТҚ уақыт түйіні есебінің басталуына сигнал беру жекелеген тақтада орындалады немесе ТҚ берілген тақтада ескертуші дыбыс сигналымен орындалады.

88. Қорғаныста бір өлшемді екі немесе үш датчикті пайдаланған кезде қорғау датчиктерінің бірінің жұмыс істеу сигналы былайша ұйымдастырылады:

1) "екі, үш" қолданыстағы схемасы бойынша қорғау осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшалар 15-суретке сәйкес және жұмыс істеуі, бір датчиктердің әкеледі бас тарту және қорғау туралы куәландырады ақаулықтар оның тізбектерінде. Бұл жағдайда, ескерту сигналы қосылады контакт релесі KLH. Сигнал қорғау датчиктерінің әр уақытта дұрыс іске қосылу қамтамасыз ететін уақыт ұстанымымен орындалады. Сигналы орындалады, топтық. Бұл жағдайда ұйымдастырылады орталық кідірісі уақытының схемасы сигнал беру;

2) қорғау бойынша құрылған схемасы "екінің екеуі" жұмыс істеуі бір екі датчиктер болып табылады салдары жалған іске қосылу, бұл датчик, яғни ақау тізбегіндегі қорғау, сондай-ақ екінші датчиктің істен шығу салдары, яғни. апаттық жағдайда пайда болуына байланысты;

3) сигнал беру сызбасы үшін "екінің екеуі" ұйымдастырылады мына авариялық тақта осы қорғау және "Екі қорғау датчигі істен шықты" топтық тақта қосылады

4) оператор басқа жедел ақпарат бойынша жабдықтардағы жағдайды бағалайды және тиісті шаралар қабылдайды;

5) мұндай сигналды ұйымдастыру схемасы осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаға сәйкес 21--суретте келтірілген. Сигнал схемасын орындау кезінде беру ескеріледі, екі датчиктерді іске қосылуы схемасын дұрыс жұмыс жасағанда бірдей жүреді. Датчиктер жұмысының әр уақтылығы жарамсыздық сигналын қосуға әкелмейді. Бұл үшін көзделеді топтық реле уақыт KLT шыдайтын уақыты 20 секунд. Егер өткен соң берілген уақыт кідірісі екінші датчигі қорғау іске қосылады, қосылады және аралық реле 1KLTH1, 1KLTH2 және зат

6) реле типті 1KLTH1, 1KLTH2 қосылады авариялық тақта сол қорғау, бірі датчиктерді және оның іске асты, және сигнал релесінің үлгідегі KLH1 (KLH...), ол өздігінен ұстауға тұрады және айыру байланысымен типі KLT уақыт релесін ажыратады. Осылайша KLT көрсетіледі дайын қабылдау жаңа сигнал;

7) реле қосу топтық сигнал типті 2KLTH қалады қосылған тізбегі арқылы өздігінен ұстау және байланыс реле типті KLH1 (KLH...) ұстайды енгізілген топтық тақта ақауы жойылғанға дейін датчик.

89. Жедел контурда ТҚ шынжырларында тұрақты немесе ауыспалы ток кернеуінің жоғалуына сигнал беру және ТҚ датчиктеріне кернеу шығынының сигналы көзделеді.

90. Автоматты іске қосу құрылғыларының жай-күйінің жарық сигнализациясы және ТҚ режимдік енгізуді ауыстырып қосқыштардың ережелері персоналға түсінікті кез келген тәсілмен орындалады – тақтада, шамдарда, светодиодтарда әрқайсысына жеке-жеке енгізу құрылғысы. Жөндеу шығарылымының жай-күйіне арнайы құралдармен сигнал берілмейді.

3-параграф. ТҚЖҚ-да ТҚ орындау

91. ТҚ істен шығу сигнализация және ТҚЖҚ-да жабдықтардың ажыраудың басты себебін анықтау жарық беруші тақта сияқты релелі схемалар көмегімен, осы Әдістемелік нұсқаулардың 95 және 96-тармақтарына сәйкес ұйымдастырылады. Іске қосылғаны туралы белгі ТҚ қалыптасады контакт релесі-қайталағыш көрсеткіш реле типті КН1 блогында ТШ. Екі датчиктің бірінің істен шығу фактісі ТШ-2М блогында типі КН2 көрсеткіш реле байланысымен сигнал беріледі.

Орындалатын бағдарлама тақтасы топтық көрсеткіш реле байланысымен қосылады.

92. ҚБ блоктарының бет жағында әрбір қорғау датчигінің және қорғаудың өзінің істен шығуына сигнал беретін светодиодтар орнатылады.

93. Үш датчиктің біреуінің істен шығу сигнализациясы осы Әдістемелік нұсқаулардың 98-тармағына сәйкес топтың тақта релесіндегі және орталықтандырылған уақыт ұсталымы қағидаты бойынша ұйымдастырылады.

94. Сигнал құру үшін "Екі қорғау датчигінің бірі істен шықты" деген топтық сигнал және датчиктердің бірдей жұмыс істемеуінен датчиктердің бірдей жұмыс істемеуінен салу үшін орталықтандырылған уақыт ұсталымы СБ типті арнайы бллок көзделген. Барлық ТҚ үшін бір СБ көзделеді, ол жалпы блоктық ТҚ шкафына орнатылады және жалпы блоктық ТҚ схемасыга қосылады.

СБ-да сигнализация ұйымдастыру қағидаты осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 22-суретте көрсетілген.

БЗ-2М блогында бір кіру релесі істен шыққан кезде, егер екіншісі істен шықпаса, осы блокта KLH1 релесі істен шығады және EFN2 және EFN3 типті бір құралдың істен шығу сигнализациясының шинкасына кернеу беріледі, бұл ретте СБ-да AT1 типті уақыт есептеу құрылғысы іске қосылады.

Егер өткенге дейін белгіленген ұстау уақыты екінші кіріс релелерді ТШ-2М емес, жұмыс істеп кетпеген және кернеу шинкалар үлгідегі EFN2 емес отключилось, тазартылады құрылғы шоттың уақыт реле типті KLT1 в СБ. Бұл реле типті KLT1 қамтиды реле типті KLH1, байланыспен қосылады, оның топтық сигнал іске асты, екі датчиктер. Бұдан басқа, контакт релесі үлгідегі KLH1 шамалы кідірумен шығарылады реле KL2, контактімен оның қосылады типті реле KL1.

Кезде кернеу шинкалар үлгідегі EFN1 барлық шкафтарда ішінде ТШ-2М, онда жұмыс істеп кетпеген реле типті KLH1, срабатывает реле типті KLH2, фиксирующее ақаулығы осы ТҚ. Бұл ретте жанады тақта осы ТҚ кернеу с шинкалар үлгідегі EFN2 және болмай қалған реле типті KLT1 в СБ.

95. Ақпаратты ұйымдастыру үшін ТҚ сынаған кезде жедел контурда мыналар көзделеді:

1) саналмайтын қорғау істен шыққан кезде "Сынауды болдырмау" топтық тақтасы;

2) бір ТҚ сынау 10 минутқа кешіккен кезде "Сынау режимінің бұзылуы" тақтасы.

96. Жедел контурда схемалардың электр қоректердіргішінің жарамсыздықтарына сигнал беретін топтық тақталар ұйымдастырылады:

1) "ТҚ қоректендіргішінің жарамсыздығы" тақтасы – номинального 10 %-ға қоректендірудің қосу шкафының бірінде қуаты 220 В тұрақты ток жоғалған кезде немесе кез келген ТҚЖҚ шкафының қоректендіру көздерінен кернеуі 24 В тұрақты ток ауытқыған кезде;

2) "ТҚ қоректендіру шынжырларындағы жер" тақтасы – кез келген ТҚЖҚ шкафының 24 В шынжырларында "жер" пайда болған кезде.

4-параграф. Микропроцессорлы техникада ТҚ орындау

97. ТҚ кіші жүйесін іске асыратын микропроцессорлық құрылғы жедел контурға мынадай ақпаратты беруді қамтамасыз етеді:

1) ТҚ істен шыққан кезде – істен шыққан қорғаулардың атауы, орындалатын бағдарламаның атауы (қажеттілік жобалау кезінде нақтыланады);

2) ақпараттың пайда болу фактісі бойынша – жұмысты бастау қорғау үлкен уақыт ұстанымы, іске қосылуын бірнеше дискретті датчиктер немесе бас тарту кез келген аналогтық датчиктерді бір параметр (уақыт үзілісімен дейін 1,5 секунд), автоматты іске қосу және/немесе шығару ТҚ, жай-күйін өзгерту, жөндеу шығару, бүлдіру, байланыс арнасы, бүлдіру, МЖБ ТҚ басталуы мен аяқталуын, сынамалау ТҚ;

3) санкцияланған сауал бойынша – автоматты қосу құрылғысының жай-күйі, қорғауды жөндеуге шығарудың жай-күйі – "сигналға" шығарылған қорғаулардың тізбесі.

98. Жедел басқару контурында АСУ ТП цехы ауысымы бастығының жұмыс орнында мынадай ақпарат беріледі:

1) ТҚ істен шыққан кезде – істен шыққан қорғаулардың барлығының ішінен бірінші болып істен шыққан қорғаудың атауы, орындалатын бағдарламаның атауы;

2) ақпараттың пайда болу фактісі бойынша – бірнеше дискретті датчиктердің бірінің істен шығуы немесе бір параметрдегі аналогты датчиктердің кез келгенінің бас тартуы (уақыт ұсталымы 1,5 секундқа дейін), ТҚ автоматты түрде қосу және шығару, жөндеу шығарылымының жай-күйін өзгерту, байланыс арнасын зақымдау, ТҚ МПҚ зақымдау, ТҚ сынау нәтижелері;

3) санкцияланған сауал бойынша – автоматты түрде іске қосу құрылғысының жай-күйі, қорғау шығаруды жөндеуді жай-күйі, осы қорғау үшін іске асырылған уақыт ұсталымы, табиғи өлшем бірліктерінде осы қорғау үшін іске асырылған тағайындаманы іске қосу, істен шыққан модульдың нөмірлері таратып МГТУ ТҚ зақымдану типі.

99. ТҚ кіші жүйесін іске асыратын микропроцессорлық құрылғы қосалқы тіркеледі өз мұрағатында қосылған басып шығарушы құрылғы немесе беріледі кіші жүйесін тіркеу туралы мынадай ақпарат және жай-күйі МЖБ ТҚ уақытын көрсете отырып, туындаған оқиғалар немесе уақыт бойынша сұрау салу келіп түскен:

1) қорғаудың немесе бірнеше қорғаулардың істен шығуы;

2) ТҚ автоматты түрде қосу және алу;

3) жөндеу шығарылымының жай-күйін өзгерту;

4) ТҚ МПҚ немесе жекелеген қорғауларды сынау режиміне аудару, сынау нәтижелері;

5) бүлдіру, - МЖБ ТҚ, байланыс арнасының датчигімен немесе атқарушы құрылғымен, атқарушы құрылғылар немесе датчик;

6) жөндеу шығарылымы шығарған қорғаулардың тізьесі;

7) аналогта датчиктері бар барлық арналар үшін істен шығу тағайындамаларының тізбесі;

8) барлық қорғаулардың уақыт ұсталымдарының тізбесі;

9) ТҚ бағдарламаларын орындау.

АСУ ТП құрамында ТҚ кіші жүйесін орындаған кезде тіркеуге арналған ақпарат АСУ ТП тіркеуінің жалпы кіші жүйесіне беріледі.

9-тарау. ТҚ сынау схемаларын ұйымдастыру

1-параграф. Жалпы талаптар

100. Схемасын ОҚ-ны жүзеге асырылады техникалық қызмет көрсету, ТҚ арқылы олардың мерзімді сынау ретінде ағысы тоқтап тұрған, сондай-ақ қолданыстағы жабдық. Тоқтатылған жабдыққа ТҚ сыналады ретінде әрекетімен атқарушы құрылғылар, сондай-ақ әрекетімен ғана "сигнал". Қолданыстағы жабдық ТҚ сыналады ғана "сигнал".

101. ТҚ-ны тоқтатылған жабдықта сынау датчиктерді қоса алғанда, көп элементті қамтитындай жүргізіледі.

102. Сынамалау ТҚ қолданыстағы жабдық арқылы жүргізіледі имитациясы белгісі және авариялық-датчике, немесе берумен дискретті сигнал кіру схемасын ОҚ-ны көрсеткіштерден немесе арнайы имитирующего құрылғылары.

103. ТҚ сынау өзіне желілік авариялық сигналды қамтиды.

2-параграф. Релелі аппаратурада ТҚ орындау

104. ТҚ тоқтатылған жабдықта толық көлемде сынау үшін ешқандай арнайы құрылғылар көзделмейді.

105. ТҚ-ны "сигналға" сынаған кезде жөндеу шығарылымының құрылғысы "Өшірілді" деген қалыпқа келтіріледі.

Қазандықты тоқтатудың шығу релесіне қосудың электр схемасында ТҚ сынау схемасын "сигналға" ұйымдастыру осы Әдістемелік нұсқауларға 16-қосымшаға сәйкес кестеде көрсетілген. ТҚ бергішінен дискретті сигнал пайда болған кезде осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаның 14 және 15-суреттеріне сәйкес оның көрсеткіш релесі іске қосылады және оның тақтасы тексеріледі. ТҚ шығыс контактінің шынжыры және бағдарламаның шығу релесінің іске қосылуы бұл ретте бақыланбайды. ТҚ шығу контектісі жанама бақыланады, өйткені сол реленің контактісімен көрсеткіш реле қосылады.

106. Схемасы сынамалау бір екі арналы қорғау схемасы кезінде турбинаны ажыратудың екі электромагниттің бірін сынау схемасы осы Әдістемелік нұсқаулардың 4-тарауының 7-параграфына сәйкес осы Әдістемелік нұсқауларға қосымшаға сәйкес 23-суретте берілген. Типт SAG1 қайтарымды кілтті "Сынамалау УА1" жағдайға ауыстырған кезде типі KLC1 реле типі YAS1 сынау золотнигі электромагнитін қосады, ол УА1 турбинаны басқарудың май жүйесіне әсерін бұғаттайды.

УАS1 қосқаннан кейін кезінде SAG1 типті кілт басылып тұрған кезде КLС2 реле іске қосылады, оның байланысымен:

1) турбинаны сөндірудің екінші электромагнитін қосатын (УА2) типі KCTS2 релені қосу тізбегі үзіледі;

2) типі YА1 электромагнитті қосатын КСТS1 типті реле қосылады;

3) типі КТ1 уақыт ұсталымы релесі қосылады.

УА1 сәтті қосылған кезде енгізу қорғау желісіне қысым азаяды, нәтижесінде типі KQ1 реле қосылады және "Сынау кезінде қорғау желісіне қысымды азайту" сигналы пайда болады, бір мезгілде типі УА1 электромагниттен кернеуді азайтатын KLZ1 типті релеге команда беріледі, сондай-ақ типі KLC1 релені өздігінен ұстау тізбегі қосылады.

Сынауды аяқтау үшін SAG1 типті кілт бейтарап қалыпқа ауыстырылады. Типі KQ1 реле қорғау желісінде қысым қалпына келгеннен кейін қорғау бастапқы күйіне қайтарылады, бұл типі YAS1 электромагнитінен команданы алып тастауға әкеледі. Сынаудың бөліп таратқышы да бастапқы күйге қайтарылады.

Типі УА1 электромагниттен бас тартқан кезде типі КТ1 реле істен шығарылады, "Турбина ажырату электромагнитінің ақаулығы" және типі KLZ1 реле байланыстарымен сигнал беріледі және типті УА1 электромагниттен кернеу алынады.

3-параграф. ТҚЖҚ-да ТҚ орындау

107. ТҚЖҚ блоктарының номенклатурасына жұмыс істеп тұрған, сондай-ақ тоқтатылған жабдықта ТҚ алгоритмі іске асырылған блоктардың жарамдылығын тексеруге мүмкіндік беретін типі БО блок кіреді, типі ТЖС тақтасында орындалған авариялық технологиялық сигнал беру тізбектерінің жарамдылығы тексеріледі. Бұл ретте блоктардың аппаратурасы мен олардың шығу релесіне дейінгі жалғағыштары және сигнал беру құрылғылары дыбыстық сигналдың ақаусыздығы бақыланбай тексеріледі.

108. Сыналатын блокқа кіруге дискретті сигнал ТҚ датчигінен немесе датчиктің байланысын шунтирлейтін арнайы сынау релесінен беріледі.

109. ТҚ сынау режимдері немесе оның элементтері:

1) датчиктің байланысынан атқарушы құрылғыға дейін – сынау жүйесін қолданбай;

2) датчиктің байланысынан "Сигнал" жағдайында жөндеп шығару құрылғысы бар "сигналға" – сынау жүйесін қолданбай;

3) бірнеше датчиктің байланысынан дейін кіріс релелерді ТШ-2М немесе ТШ-3М – сынау жүйесін қолданбай;

4) датчиктің байланысынан дейін тізбектерін демалыс реле құрылғысы бар жөндеу шығару ережеде "Өшіру" – жүйесін қолдана отырып, сынау жағдайы кезінде "Сыртқы байқау" ауыстырып-қосқыш SAC1, суретіне сәйкес, 24 қосымшалары осы Әдістемелік нұсқаулықтарға;

5) контактілер релесін сынау атқарушы құрылғылар құрылғыны жөндеу шығару ережеде "Өшіру" – жүйесін қолдана отырып, сынамалау кезінде жағдайы "Ажыратылған" ауыстырып-қосқыш SAC1;

6) реле, контактілер дейін сынақтан өткізу тізбектерін демалыс реле құрылғысы бар жөндеу шығару ережеде "Өшіру" – жүйесін қолдана отырып, сынамалау кезінде жағдайы "Сынамалау" ауыстырып-қосқыш SАС1.

110. Сынап көру үшін ТҚ жылғы контактілер релесін сынау әрбір шкафта ТҚЖҚ белгіленеді өзінің БО, осы шкафтың юлоктарында іске асырылған барлық ТҚ оның көмегімен сыналады.

Егер ТҚ, сатылған бір шкафта, әр түрлі автоматтар тамақтану, олар топтарға бөлінеді, олардың әрқайсысы опробуется бөлек. Әр топқа бес топтардың параллель қосылған демалыс реле іске асыратын бір бағдарлама. Параллель әрбір тобына демалыс реле ТҚ қосылады шығу реле сынау КS. Егер схемасы ТҚ бар бес бағдарламалардың іс-әрекеттер ұйымдастырылады бірнеше, бірақ артық емес 3 топ сынамалау, мысалы, схемалар ТҚ турбина ұйымдастырылады тобы жеке ТҚ-ның турбина және топ технологиялық ТҚ теңге

111. Таңдау опробуемой тобының ТҚ жүзеге асырылады переключателем үлгідегі SАС2, ол қосылады БО тізбек таңдалған топ ТҚ. Команда басында сынамалау беріледі переключателем үлгідегі SАС1 осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшалардың 24-суретіне сәйкес.

Бұл ретте контактімен реле типті KS1 ажыратылады кернеуі 24 В тұрақты ток шинкалар үлгідегі EFS тамақтану демалыс реле қорғаныстары. Расталғаннан кейін токтан ажырату шинкалар үлгідегі EFS оған беріледі және төмен кернеу 6 В тұрақты ток реле контактімен үлгідегі KSV1, ол басқа контакт кернеу береді

Сынамалау әрбір ТҚ жүргізіледі басу арқылы 5В2 тиісті ТШ. Бұл реле сынамалау бұл блокта (типті КS) шунтирлейді байланыс датчик тазартылады барлық аппаратура ТШ, тазартылады бақылау релесі сынау осы бағдарламаның үлгідегі КSА, тазартылады схемасы сынау тақта.

Сәтті сынақтан өткізуге арналған БЖ және БО жарық диодтары жанып, өрт шығу қаупі, белгі беретін жарамдылығы тізбегін қорғау және авариялық сигнал беру.

ТЖС-66М үлгідегі бір тақтаны БО-дағы аппаратураға қосу, осы Әдістемелік нұсқаулықтарға қосымшаға сәйкес 24-суретте (6-парақ) көрсетілген. Сигнал беру схемасында KL1 және KL2 типті реле көзделеді, олар сынау режимінде типі EPDT жыпылықтау орамын шинкасын және типі ЕНРТ дыбыстық авариялық сигнал шинкасын ажыратады. ТҚ сынаған кезде оның типі КН1 көрсеткіш релесі типі ЕНРТF шинкаға кернеу береді және БО-да типі KLH2 реле іске қосылады. К1 реле іске қосылғаннан кейін оның шамының тақтасында жыпылықтау шинкасына қосылады. Типі KLH2 реле ажыратушы байланыспен типі KLH3 реле ажыратылады, содан кейін типі KLH1 реле қосылады, ол типі EPDTF шинкаға кернеу береді. Осының салдарынан типі К2 реле тақтасы істен шығады, шамдар тегіс шуаққа аударады және типі К1 реле ажырату туғызады, бұл типі KLH2 өшіруді тудырады. Типі KLH2 өшірілген жағдайы типі KLH1 қосылған кезде тақта аппаратурасының дұрыстығы туралы куәландырады, мұнда БО-да типі КSН1 сигнал беру тізбектерінің және жарамдылығын бақылау релесі тіркеледі.

Осы қорғауды сынау СБ-да типі SB1 сынауды шешу түймешегін басумен аяқталады. Бұл ретте осы СБ сынау және тиісті тақта схемасы талданады.

112. Іске қосылған кезде сыналмайтын ТҚ беріледі кернеу шинка күшін сынау түрі (ESD). Бұл ретте БО-да реле күшін сынау типті KST1 істен шығады. Байланысты реле типті KST1 барлық блоктары БО жұмылдырылды қосу орталық реле күшін сынау типті КSТ1... KST3 схемасында жалпыблоктық қорғау. Байланыстардың осы релесі ажыратылады тамақтану барлық БО. Бұл ретте қалпына келтіріледі жұмыс жағдайы барлық схемаларын ТҚ және авариялық сигнал беру.

Осы релені қосуға команданы сынап көрудің күшін жою схемасының сенімділігін арттыру үшін беріледі, тиісті БО-да ТҚ арқылы реле күшін сынау типі (KST) сынаудың күшін жою реле арқылы істен шыққан ТҚ көрсетілген реледен ғана береді, бірақ істен шыққан ТҚ командасын беретін. Бұдан басқа, сынауды болдырмаудың орталық релесі қазандықты немесе турбинаны қолмен тоқтатқан кезде қосылады.

113. Сынап көру үшін ТҚ бар автоматты іске қосу, жағдай болмаған кезде енгізу БВЗ қарастырылған түймелер қолмен енгізу және шығару ТҚ.

114. Жедел контурда мыналар көзделген:

1) сыналмайтын қорғау істен шыққан кезде "Сынаудың күшін жою" топтық тақтасы;

2) бір ТҚ сынауды 10 минутқа кешіктірген кезде "Сынау режимін бұзу" тақтасы.

4-параграф. Микропроцессорлық техникада ТҚ орындау

115. Микропроцессорлық құрылғылар басқа техникалық құралдардан үздіксіз өзін-өзі диагностикалаудың және қосу сигналдары мен сөндіру командаларының жарамдылық және дұрыстық диагностикасының болуымен ерекшеленеді. МПТ орындалған ТҚ сынау сирек және дәстүрлі құралдарда оррындалған ТҚ-мен салыстырғанда басқа қысқартылған көлемде жүргізіледі.

Шыққанға дейін арнайы нормативтік-техникалық құжаттарды реттейтін, сынамалау арналған ТҚ ТАК орындалады сынамалау қолданбай, арнайы құрылғыларды немесе бағдарламаларды сынақтан өткізу. Сынамалау ТҚ жүргізіледі имитациясы белгісі және авариялық-датчике кезінде енгізілген немесе выведенном құрылғыда жөндеу шығару.

10-тарау. ТҚ схемалары элементтерін орналастыру

116. ТҚ схемаларының элементтері технологиялық қағидат бойынша панельдер мен шкафтарда орналасады. Мысалы, ТҚ қазандығы, ТҚ бу-су тракты, ТҚ турбиналар, ТҚ блок, жергілікті ТҚ қазандығы және басқалары.

117. ТҚ-қа қатысатын бір паратемтрдің түрлі датчиктері әртүрлі стендтерде орналасады дәне олардың сигналдары түрлі кәбілдерге беріледі.

118. Екі каналды орындау кезінде әртүрлі каналдар схемаларының ТҚ элементтері түрлі панелдерде орналасады.

119. Ауыстырып-қосқыштар, қатысушы схемаларында ТҚ және кілттерін өшіру жабдықтар орналастырылады басқару пульттерінде тиісті жабдықтармен алыс оператордан бірқатар аппаратура.

120. Автоматтар тамақтану және бақылау құрылғылары кернеу орнатылады панельдері мен шкафтарында орналасқан питаемая аппаратура, немесе арнайы шкафтарда сақталады.

121. Элементтерін орналастыру кезінде схемаларын ТҚ жалпы панельдерде элементтерімен сұлбаларды басқа да кіші, олар үшін бөлінеді бөлігі бірқатар қысқыштардың айқын ерекшеленетін таңбасы бар.

11-тарау. ТҚ схемаларын электрмен қоректендіруді ұйымдастыруға қойылатын талаптар

122. ТҚ схемаларын электрмен қоректендіру бірнеше мәрте резервтеледі және ТЭС жеке мұқтаждарының кернеуі жоғалған кезде толығымен жоғалмайды.

123. Электрмен қоректендіру датчиктер қатысатын схемаларында ТҚ және негізгі атқарушы құрылғылары ТҚ жоғары сенімділігі осындай, электр схемаларын ТҚ.

124. Кернеудің жоғалуы кезінде өз қажеттіліктері ЖЭС қамтамасыз етіледі апаттық тоқтату жабдықтарды ажырату, отын беру қазандығы, жабу тоқтатқыш клапандардың және клапандардың желілерде турбина іріктеу, жұмысқа қосу, авариялық май сорғыларының майлау турбоагрегатты және білік тығыздағыштарын генератордың іске қосылуы (қажет болған жағдайда) сақтандырғыш клапандары піскен жұпта қазандық. Осы мақсатта тиісті ИУ тұрақты токта электрмен қоректендіріліп орындалады.

125. Технологиялық қорғау срабатываются жалған қысқа мерзімді (АВР) кернеудің жоғалуы өз қажеттіліктері немесе өздігінен іске қосылу электр қозғалтқыштарының өзіндік мұқтажы.

126. Бар болуы бақыланады кернеу қоректендіру жүйесінің барлық элементтерінің ТҚ сигнал жедел контурындағы кернеудің ауытқуы рұқсат етілген шектерге.

127. Электр қорегін әр түрлі датчиктер бір параметрдің орындалады түрлі кірмелер. ТҚ екі каналды орындау кезінде әртүрлі каналдарға жататын датчиктер мен аппаратураны электрмен қоректендіру әртүрлі қоректендіру қосумен орындалады.

128. Релелік аппаратурада орындалған ТҚ электрмен қоректендіруге қойылатын талаптар:

1) электрмен қоректендіру схемаларының ТҚ жүзеге асырылады кернеуі 220 В тұрақты ток блоктық аккумуляторлық батареялар. Іске қосу кернеу қоректендіру қорғаныс панельдері орындалады екі тәуелсіз секцияның қолмен ауыстырып қосу арқылы қоректендіру енгізу және бақылау кернеу үшін ауыстырып қосу;

2) аккумуляторлық батарея (мысалы, қазандық орналасқан жеке немесе алыс аккумуляторлық батареялар) болмаған жағдайда схемалары қорғаныстардың алады қоректендіру кернеуі 220 В айнымалы ток. Айырғыш клапандар желісін жеткізу газ және мазут - қазандық орындайтын қорғаныш функциясы жабылады қашықтықтан арқылы беру электромагнит ілмектері клапан кернеу 220 В тұрақты ток конденсатор батареясының, алдын ала зарядталған арқылы арнайы блок түзету және заряд.

Әрбір кесу клапанының (газ және мазут) электромагниті үшін бөлек конденсаторлардың жеке батареясы қарастырылады, әрбір қазандыққа - жеке блок заряд.

Пайда болған кезде кез келген команда жабу клапан электромагнит ілмектері қойылады кернеуге разрядты конденсаторлар батареясының. Кезде кернеу айнымалы ток кернеуді бақылау релесі орнатылуы кешігіп шамамен 2 секунд (РАҚ қоректену кернеуінен салу үшін) байланыстырушы контакт командасын береді жабу клапан. Конденсаторлардың қорланған энергиясын электромагнит ілмектері іске қосу үшін жеткілікті, нәтижесінде газдағы кесу клапаны жабылады және қазандық тоқтайды;

3) әр топ ТҚ қоректендіруді жеке автоматтың қоректену кернеудің болуын бақылауға алу үшін оларға. Жедел контурындағы ұйымдастырылады топтық тақта Жоқ "ТҚ қоректендіру схемалары" жанады төмендеген кезде қоректену кернеуінің кез келген топтың ТҚ дейін төменгі рұқсат етілген шектен (187);

4) іздеу жұмыстарын жеңілдету үшін "жер" тізбегінде тұрақты ток жататын ОҚ шығару панельдер ТҚ - панелдері немесе датчикам орналасқан басқа үй-жайда ұйымдастырылады арқылы сынақ қысқыш.

129. ТҚЖҚ-да орындалған ТҚ электрмен қоректендіруге қойылатын талаптар:

1) негізгі қорек шағын габаритті реле базасында орындалды ТҚЖҚ болып табылады кернеуі 24 В тұрақты ток.

Қоректендіру үшін реле әрбір шкафта қорғаныстар орнатылады екі екіншілік қорек көзінің 24/10, бейнелеу қызметтерін кернеуі 220 В айнымалы ток 24 В тұрақты ток. Бір қорек көзі болып табылады, екіншісі - резервті.

Әр шкафта қорғау белгіленеді блок бақылау (бұдан әрі – БКП) бақылауды қамтамасыз етеді болуын кернеу 24 В тұрақты ток шиналарындағы және ауытқу, оның шектері, сондай-ақ бақылау пайда болуы "жер" тізбегінде 24 В тұрақты ток.

Екі блокты құрайды кассетаға орау қоректендіру схемалары, қорғау;

2) электрмен қоректендіру контактілер датчиктер сияқты орындалады кернеуі 24 В, сондай-ақ кернеуі 220 В тұрақты тоқтың тарауының 2-параграфына сәйкес осы қағидаларға 8-Әдістемелік нұсқаулар;

3) қорғау шкафтарында кернеудің қажетті деңгейлерін қамтамасыз ету үшін ТҚЖҚ жиынтығына кіретін қоректендіруді қосу шкафы көзделеді. Қосу шкафында стандартты орындау бар және 11 қорғау шкафына дейін қосылуыға есептелген.

130. Қоректендірдің қосу шкафына мыналар жақындатылады:

1) 220 В тұрақты ток қалқанынан екі тәуелсіз қосу;

2) 380 В ауыспалы ток қалқанынан екі тәуелсіз қосу;

3) авариялық қоректендіру көзінен 380 В ауыспалы кернеу – үздіксіз қоректену автоматы (бұан әрі – ҮҚА).

ҮҚА қамтамасыз етеді тамақтану шкафтар қорғау кезінде кернеу өз мұқтажы қайта құру жолымен кернеу 220 В тұрақты ток блоктық аккумуляторлық батареялар кернеуі 380 немесе 220 В айнымалы ток.

Пайдаланған жағдайда ҮҚА отырып, үш фазалы шығу кернеуі резервтік қоректендіру блоктар шкафтарда қорғау қосылады осылайша, барлық үш фазаның ҮҚА болды қотарылады біркелкі.

Үздіксіз қоректену автоматы ТҚЖҚ жиынтығына кірмейді және жеке тапсырыс беріледі.

Барлық қосу шкафында қоректену қамтамасыз етіледі РАҚ кірмелер 380 В айнымалы ток және кірмелер 220 В тұрақты ток, сондай-ақ көзделген қорек көзі 6 В тұрақты ток үшін тізбектің сынамалау.

Барлық қосу шкафында қоректену орнатылған бақылау құрылғысы оқшаулау, ол арнайы переключателем қосылады тізбектер 24 кез келген шкафтың орнына бақылау блогының қоректендіру осы шкаф.

131. МПТ базасында орындалған ТҚ электрмен қоректенуге қойылатын талаптар:

1) электрмен жабдықтау МЖБ ТҚ қамтамасыз етіледі – негізгі – РАҚ екі тәуелсіз кірмелер айнымалы тоқтың кернеуі 380 \ 220 В, жиілігі 50 Гц, резервтік – екі тәуелсіз кірмелер тұрақты ток кернеуі 220 В, инвертированным арқылы ҮҚА.

Саны ББӘ, оларды тиеу және қосу жобалау кезінде анықталады;

2) құрылғыларының жұмыс қабілеттілігі қамтамасыз етіледі болған кезде кернеу берілген сападағы ең болмағанда бірінде кірмелер;

3) РАҚ қоректену кернеуінің айнымалы тоқтың жұмыс кернеуі дейін 1,0 емес, жалған іске қосылуларға қорғау және жоғалту ақпаратты жадында МЖБ ТҚ;

4) қоректендіру толық жоғалған немесе оны қойылған шектер (+10 % – 15 %) қабылдамаған кезде 1,0 секунд артық уақытқа сигналды ажырату туралы немесе (тапсырыс бойынша) жабдықты тоқтатуға сигнал бере отырып, МЖБ ТҚ ажыратылады. МПҚ ТҚ қайта қосу санкцияланады. Қоректендіру кернеуі берілген немесе ол үзілістен кейін көрінген кезде бақылаушының жалған шығу командаларын құрамайды.

Жылу электр станцияларының жылу энергетикалық жабдықтарын технологиялық қорғау схемаларын орындау жөніндегі әдістемелік нұсқауларға қосымша

Қорғау әрекетінің бағыты

Негізгі жабдықтың "энергия блогының) тоқтауы

Жеке мұқтаждар үшін жүктеменің азаюы

Блок жүктемесінің 30%-ға азаюы

Блок жүктемесінің 50%-ға азаюы

Жеке агрегаттарды (жергілікті) қорғау

Өлшем өзгерісінің бірінші шегі бойынша (жергілікті) қорғау

1-сурет. Істің бағыты бойынша қорғауларды сыныптау.

Құрылымы

Авариялық жағдай белгісін қалыптастыру

Қорғаудың істен шығу шарттарын қалыптастыру

Авариялық жағдай белгісі

ТҚ режимдік қосу

Қолмен қосу

Автоматты қосудің Шығудың технологиялық белгілері

Жөндеу шығуы

Датчик

Бір датчикпен қорғау

"Екеуінің біреуі" схемасы бойынша

"Екеуінің екеуі" схемасы бойынша

"Үшеуінің екеуі" схемасы бойынша

Қорғау әрекеті

2-сурет. Датчиктердің саны мен құрылымы бойынша қорғаулардың сыныптамасы.

Қорғау командаларының түрлері

"Қатаң"

Аз берілген уақыттың ұзақтығы

Берілген команданы орындағанға дейінгі әрекет

Импульсті

Жабдықты сөндіру, арматураны жабу

3-сурет. Команда түрі бойынша қорғауларды сыныптау.

Техникалық қорғау аспаптары

Қарсыласудың термобуы, термометрлері

Ток сигналы бар манометрлер, дифманометрлер

Байланыс шығуы бар бастапқы аспаптар

Өз мұқтаждары тетіктерінің блок-байланыстары

Сигнал құрылғысы бар қайталама аспаптар

Сигнал құрылғылары бар қайталама аспаптар

Нормалайтын түрлендіргіштер

Аналогты-дискретті түрлендіргіштер

Стандартты релелік аппаратура

Қорғаудың жинақты құрылғылары

Микропроцессорлық техника

4-сурет. Қорғауларды техникалық құралдар бойынша сыныптау.

5-сурет. Дискретті сигнал датчиктерінен авриялық жағдайдың туындау белгісін қалыптастыру алгоритмі.

6-сурет. Бір өлшем датчиктерінің аналогты сигналдарын өңдеу алгоритмі

7-сурет. ТҚ істен шығу шарттарын қалыптастыру алгоритмі

8-сурет. ТҚ автоматты қосу белгісін қалыптастыру алгоритмі

9-сурет. ТҚ әрекеті бағдарламасының алгоритмі

10-сурет. Қорғаудың екі каналды схемасын ұйымдастыру алгоритмі.

11-сурет. Ортақ реттегіші бар және тегеурін магистралындағы қысымды бақылайтын екі сорғының АВР алгоритмі.

12-сурет. Жеке реттегіштері бар және әрбір сорғыны кері клапанға дейінгі қысыммен бақылайтын АВР алгоритмі.

ПВД деңгейін ІІ шекке дейін көтеру

Генератордың іштен зақымдануы

Турбинаны қорғау

Блокты қорғау

Блокты тоқтату релесін өздігшінен ұстап тұру релесі

Қазандықты еріту жүктемесіне ауыстыру

ТК - тоқтатқыш клапандар жабық;

ТК - тоқтатқыш клапандар ашық

13-сурет. Жалпы блокты қорғаулардың электр схемасы (2-парақ):

13-сурет. (2-парақ)

Қазандықты тоқтату релесіне

А желісі бойынша қоректену суының авариялық шығысы

Б желісі бойынша қоректену суының авариялық шығысы

"Екінің екісі" логикасы және уақыт ұсталымы

Қорғаудың көрсеткіш релесі

Қорғау әрекеті

Қорғаудың екі құралының бірінің істен шығу сигналының шынжырында

14-сурет. "Екінің екісі" схемасы бойынша қорғаудың электр схемасы.

Қорғаудың шығу релесіне

Қорғау датчиктерін қайталау релесі

"Үштің екісі" логикасы

Датчиктердің жарамсыздығы сигналының шынжырында

Қорғаудың көрсеткіш релесі

Қорғау әрекеті

Қорғаудың үш құралының бірінің істен шығу сигналының шынжырында

15-сурет. "Үштің екісі" схемасы бойынша қорғаудың электр схемасы.

Қазандықты қорғаудың шығу релесі

Блоктың тоқтау релесі

Қазандықтың тоқтау кілті және көрсеткіш релесі

Шығу релесінің өзіндігінен ұстап тұру релесі

Қазандықты кілтпен тоқтату релесі

Қазандықтың аавариялық тоқтауының көрсеткіш релесі

Турбинаның тоқтау релесінің шынжырында

16-сурет.Қазандықтың тоқтауының шығу релесін қосудың электр схемасы.

"Тоқтатқыш клапандарының электромагниттерін қоректендіру жоқ" сигналының шынжыры

"Тоқтатқыш клапандарының электромагниті істен шықты" көрсеткіш релесін қосу

17-кесте. Турбинаның тоқтатқыш клапандарының электромагниттерін басқарудың электр схемасы.

бағдарламасын іске қосу

18-сурет. ТҚЖҚ блоктарда қорғауды ұйымдастырудың құрылымдық схемасы

19-сурет. ТҚЖҚ-да турбина ТҚ электр схемасы (5-парақ).

шығу релесі

Сынау және сынауды болдырмау шынжыры

шығу релесі

көрсеткіш реле

19-сурет. (2-парақ)

Екі датчиктің бірінің істен шығу сигнализациясының шынжырлары

сигнализация шынжырлары

19-сурет. (3-парақ)

Қоректендіру

220В технологиялық қорғау және қоректендіруді бақылау шинкалары

24В технологиялық қорғау және қоректендіруді бақылау шинкалары

Екі қорғау каналының бірінінің істен шығу сигнализациясының шинкалары

Сыналатын қорғаулардың шинкалары

сынауды бақылау релесі

Турбина конденсаторындағы қысымның көтерілуі

Турбина майының жүйесінде май қысымының шегінде дейін көтерілуі

Турбина роторының өстік бірігуі

сынауды бақылау релесі

блокты сөндірудің аралық релесі

19-сурет. (4-парақ)

Сынауды бақылау релесі

Қолмен тоқтату кілті

"А" ағыны

"б" ағыны

Турбина алдындағы ыстық бу температурасының төмендеуі

Басқа қорғаулардың шығу релесі

Турбинаның тоқтауына әсер ететін басқа қорғаулар

Өзін-өзі ұстау шынжыры

турбинаны сөндіру релесі

19-сурет. (5-парақ)

20-сурет. МПТ-да орындаудың түрлі нұсқалары үшін ТҚ кіші жүйесінің басқаларымен байланысы.

Орталықтандырылған уақыт ұсталымы

Көрсеткіш релелерді қосудың және қорғаудың авариялық тақтасының аралық релесі

Топтық сигналды қосу релесі

21-сурет. Реледе "Екі қорғау датчигінің бірі істен шықты" сигналын ұйымдастырудың электр схемасы (2-парақ).

ТҚ авариялық тақтасын қосу

Осы ТҚ датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясының релесі

Қалған ТҚ датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясының релесі

"Екі қорғау датчигінің бірі істен шықтыә тақтасын қосу

21-сурет. (2-парақ)

Технологиялық қорғауды қоректендіру шинкалары

Екі қорғау датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясының шинкалары

Шығу релесі

Екі қорғау датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясының релесі

Қорғаудың жарамсыздығын тиянақтау релесі

Қорғау блогы

Турбинаны қорғау схемасының шынжырлары (немесе басқа топтарды қорғау)

22-сурет. ТҚЖҚ-да "Екі қорғау датчигінің бірі істен шықты" сигналын ұйымдастырудың электр схемасы (2 парақ).

Технологиялық қорғауды қоректендіру шинкалары

Екі қорғау датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясының шинкалары

Уақыт ұсталымы

Уақыт ұсталымының аралық релесі

Сигнализация схемасына "Қорғау каналының жарамсыздығы" сигналын қосу

Екі қорғау датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясы

Екі қорғау датчигінің бірінің істен шығуы сигнализациясының істен шығу шынжыры

22-сурет. (2-парақ)

Турбинаны сөндіру ЭМ-1 электромагниті

Сынауды таратқыштың электромагниті

23-сурет. Қорғауддың екі каналды схемасы кезінде турбинаны сөндіру электрмагнитін сынаудың электр схемасын ұйымдастыру (3 парақ).

Ескертпе: 1 YА1 басқару шынжырларының жарамдылығын бақылау көрсеткілмеген. 2. YА2 және YA.S2 үшін схема ұқсас орындалады.

Рисунок 23. (лист 2)

23-сурет. (3-парақ)

Тұрақты токтың 220В және 24В қоректендіру

220 В технологиялық қорғау шинкалары және қоректендіруді бақылау

24 В технологиялық қорғау шинкалары және қоректендіруді бақылау

Сыналатын қорғаулар шинкасы

Қорғаулардың шығу релесі

Сынауды бақылау релесі

Кернеуді бақылау релесі

Шығу релесінің шынжырлары

24-сурет. ТҚЖҚ-да ТҚ сынаудың электр схемасын ұйымдастыру

(7-парақ).

Шығу релесі

Сынау шынжырлары

Шығу релесі

Істен шығу шынжыры

Қайту шынжыры

Аралық реле

Сынау шынжыры

Көрсеткіш релесі

ҚОРҒАУ БЛОГЫ

24-сурет. (2-парақ)

Сынауды болдырмаудың орталық релесі

Технологиялық қорғау сынау блоктарына (сынауды болдырмау)

Сынау режимін бұзу

Сынауды болдырмау

Қорғауды сынау

Сигнализация шынжыры

Ортақ блокты қорғау схемасында

24-сурет. (3-парақ)

Сынауды болдырмау релесі

Сыналатын шығу релесінің тобын таңдау

Аралық сынау релесі

Сынаудың аяқталуын тіркеу релесі

Сынауды бақылау уақытының ұсталымы

Сынау блогы

24-сурет. (4-парақ)

1-топты сынау релесі

Сигнализация шынжырларының жарамдылығын бақылау релесі

(6,7-парақтарды қараңыз)

ТҚ қосу релесі каналдарының жарамсыздығы

Қоректендіру жоқ – 240 В шығу релесі

ТҚ шынжырларындағы жарамсыздық

Авариялық сигнализация жарамды

Сынауды болдырмау

Шығу релесіндегі 24 В кернеуін бақылау релесі

Сигнализация шынжырлары

Сынау блогы

24-сурет. (5-парақ)

Авариялық сигнализацияны сынауды қосу

Сигнализацияның қоректену шинкасы – 110В

Шамды тексеру шинкасы

Жыпылықтау шинкасы

Дыбыстық авариялық сигнализацияның шинкалары

Тақтаның жыыпылықтау шынжыры

Тақтаныу тегіс жану шынжыры

Қосу релесі

Тақтаның жыпылықтауын түсіру релесі

Авариялық сигнализацияның жеке шынжырлары

24-сурет. (6-парақ)

Дыбыс шынжырының бақылау релесі

Жоғалуға кідіріс бар реле

Жыпылықтауды шешу шынжырларын бақылау релесі

Авариялық сигнализация шынжырларының жарамдылығын бақылау

24-сурет. (7-парақ)

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 30 желтоқсандағы № 580 бұйрығына 42-қосымша

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқаулар (бұдан әрі –Әдістемелік нұсқаулар) "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы 5-бабының 70-14) тармақшасына сәйкес әзірленген және автоматты басқару жүйесіне енгізуге қатысты (бұдан әрі – РАЖ) және жылу электр стансаларының (бұдан әрі – ЖЭС) турбиналық жабдықтарының автоматты реттегіштерін жөндеу бойынша әдістерді анықтауға дайындау үшін арналған.

2. Осы Әдістемелік нұсқауларда мынадай негізгі ұғымдар мен анықтамалар пайдаланылады:

1) реттегіш (басқарушы құрылғы) –құрылғыны басқару теориясында басқару объектісінің күйін жүйе ретінде бақылайды және ол үшін басқарушы сигналдарды шығарады.

Ескертпе: Реттегіштер басқару объектісінің кейбір параметрлерінің өзгерісін бақылайды (тікелей не болмаса бақылаушылардың көмегімен) және берілген басқару сапасына сәйкес кейбір басқару алгоритмдерінің көмегімен олардың өзгерісіне ықпал етеді;

2) реттейтін арматура – жұмыс ортасының параметрлерін реттеу үшін тағайындалған құбыржол арматурасының түрі.

Ескертпе: Параметрлерді реттеу ұғымына орташа мөлшерін реттеу, берілген шамада орта қысымын ұстап тұру, қажетті мөлшерлерде әртүрлі орталарды араластыру, ыдыстарда берілген сұйықтық деңгейін сақтау және басқалар кіреді. Реттегіш арматура өзінің барлық функциясын орындауды өту қимасы арқылы орташа мөлшерін өзгерту есебінен жүзеге асырады;

3) өлшеуіш түрлендіргіш–өлшенетін шаманы басқа шамаға түрлендіруге арналған нормаланған метрологиялық сипаттамасы бар техникалық құрал немесе өңдеу, сақтау, әрі қарай түрлендіру, индикациялау және беру, яғни, бірақ тікелей қабылдамайтын оператормен беру үшін қолайлы өлшеуіш сигнал.

Осы Әдістемелік нұсқауларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар мен анықтамалар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.

3. Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) сәйкес осы Әдістемелік нұсқауларда іске қосуға дайындық және ЖЭС турбиналық жабдығының қысым реттегіштері мен деңгейін баптау әдістері келтірілген.

4. Осы Әдістемелік нұсқауларда турбинаның жеке реттегіштері (нығыздауға арналған бу қысымы, конденсатордағы деңгей қысымы) және регенерациялау жүйесі (төмен қысымды жылытқыштардағы (бұдан әрі-ТҚЖ) деңгей жоғары қысымды жылытқыштардағы (бұдан әрі-ЖҚЖ) деңгей деаэратордағы қысым) қаралады.

2-тарау. Автоматтандырылған жабдықтың және автоматтандыру сызбасының ерекшеліктері

1-параграф. Турбинаның білігін нығыздауға берілетін буды басқару

5. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес, ұштық лабиринтті нығыздауыштармен турбинаға ауаны сору тоқтатылады және турбинадан шығатын саңылауларды болдырмайды.

Төмен қысымды цилиндрдің (бұдан әрі – ТҚЦ) ұштық нығыздауыштарына және орташа қысымды цилиндрдің (бұдан әрі-ОҚЦ) артқы нығыздауыштарына кішігірім артық қысымы бар бу жоғары қысымды цилиндрдің (бұдан әрі-ЖҚЦ) ұштық нығыздауыштарына және ОҚЦ алдыңғы нығыздауыштарына – тек төмен түсірген кезде, бос жүрісте және шағын жүктемеде жоғары қысымды сатылардағы қысым атмосфералық қысымнан төмен болғанда, турбинаның барлық жұмыс жасау режимдерінде беріледі, одан әрі бұл нығыздауыштар өздігінен нығыздау принципі бойынша жұмыс жасайды және нығыздау камераларында нығыздау қысымын сақтау үшін олардан буды бұру ұйымдастырылады. Цилиндрлерден нығыздау арқылы өтетін бу турбинаның тиісті іріктеу камераларына және турбинаны регенерациялау сызбасына енгізілген нығыздауыш буды салқындату камерасына бағытталады.

6. Нығыздауышқа берілетін буды басқару сызбасы турбинаның барлық жұмыс жасау режимдерінде нығыздауыш камераларда қысымды сақтаумен қамтамасыз етіледі, себебі қысым төмендеген жағдайда вакуумда болатын цилиндрдің бөлігіне ауаның соруы мүмкін, қысымның артуы турбинаның мойынтірегі майдың сулануына және нығыздауыштан булануға әкеп соқтырады. Мұндай міндеттерді шешу үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес, 1-суретте, жоғары қысымды коллекторларға (бұдан әрі-ЖҚК) және төмен қысымды коллекторларға (бұдан әрі-ТҚК) сәйкес, турбинаның жоғары және төмен қысымын бөлетін нығыздауыш бөліктерде бу қысымын жеке басқаратын нығыздаудың технологиялық сызбасы қолданылады. Осы мақсаттары шешу үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшадағы 1-суретке сәйкес, төмен қысымды коллекторларды (бұдан әрі – ТҚК) бөле отырып, турбинаның жоғары және төмен қысымды нығыздалған бөліктерінде бу қысымын жеке реттейтін нығыздаудың технологиялық сызбасы қолданылады.

7. Салқындатылған күйден турбинаны төмен түсірген кезде ТҚК-ға қажеттіліктердің жалпы стансалық коллекторынан (бұдан әрі-ЖСК) бу беріледі), ЖҚК-тор ТҚК-мен біріктіріледі, бу турбинаның барлық нығыздалған жерлеріне беріледі және РД-1 түріндегі қысымды басқару ТҚК бу жеткізу РК-1түріндегі клапанға ықпал ете отырып, берілген шамада коллекторларда (нығыздауыш камераларда) қысым сақталады. ЖҚК ТҚК-мен біріктіріледі, бу турбинаның барлық нығыздалған жерлеріне беріледі және РД-1 түріндегі қысым реттегішімен коллекторларда (нығыздау камералары) ТҚК-дың бу жеткізетін РК-1 түріндегі клапанға ықпал ете отырып, берілген мәнде сақталады. Бұл режимде № 2ТДЖ-тағы РК-2 түріндегі клапан арқылы ЖҚК-дан артық бу шығарылады.

8. ЖҚЦ және ОҚЦ (алдыңғы) нығыздауыштарының өздігінен нығыздау (150 МВт жүктемеге арналған қуаты 300 мегаватт (бұдан әрі – МВт) энергоблоктар үшін) режиміне өту кезінде ЖҚК ТҚК-тан ажыратылады және коллекторларда бу қысымын тәуелсіз басқару жүргізіледі:

1) РД-1 түріндегі реттегішпен оған бу жеткізу РК-1 түріндегі клапанға ықпал ете отырып, ТҚК-ғы қысымды сақтайды;

2) РД-2 түріндегі реттегішпен № 2 ТҚЖ-тағы артық буды шығара отырып, ЖҚК-дағы қысым сақталады және ЖҚК осы режимде сорғыш коллекторға айналады. ТҚК жүктемені жүктеу шамасына қарай деаэраторға қосылады.

9. Ыстық күйден турбинаны төмен түсірген кезде ТҚК және ЖҚК бір-бірінен оқшауланады, ТҚК-ға деаэратордан шығатын бу жіберіледі, ал ЖҚК-ға – 300 – 400 градус Цельсия (бұдан әрі -

С) температураға дейін қыздырылатын электр қыздырғыштарынан кейін КСН-нан шығатын бу жіберіледі. Коллекторлардығы қысым РД-1 және РД-2 түріндегі реттегіштерге тәуелсіз сақталады.

10. Кейбір ЖЭС-нда нығыздау сыбасы тек бір коллекторды, яғни тиісінше бір қысым реттегішін қамтиды. Бұл жағдайда нығыздауыштар бойынша бу мөлшерін бөлу әрбір нығыздауышқа бу бері желісінде күйге келтіру тетіктерінің көмегімен іске қосу мен жөндеу жұмыстары процесінде жүргізіледі.

11. Нығыздауышқа берілетін будың қысымын реттеу объектісі өздігінен теңсестіруді иеленеді, оны автоматтандыру оңтайландырылады.

12. Реттегіштермен 0,115 – 0,120 Мега Паскаль (бұдан әрі – МПа) (1,15 – 1,20 килограмм күш/квадраттық сантиметр (бұдан әрі - кгс/см²), нығыздауыш камераларында қысымды қамтамасыз ете отырып 0,103 – 0,105 МПа (1,03 – 1,05 кгс/см²) деңгейіндегі нығыздауыш коллекторларындағы қысым сақталады. Қысым реттегіш клапандармен немесе нығыздауыш колллекторларымен тікелей өлшенеді.

2-параграф.Регенеративті қыздырғышта, турбина конденсаторында және деаэраторда деңгейді реттеу

13. Негізгі конденсаттың регенеративті жылыту және қорек суының, деаэрацияның турбинасында өңделген буды конденсациялау үшін тағайындалғанК-300-240-3 конденсациялық-регенеративтік турбинаны орнату сызбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес, 2-суретте берілген.

Орнатуға ТҚЖ, ЖҚЖ, деаэратор, сондай-ақ көмекші жылу алмастырғыштар (нығыздауыш буды салқындатқыш, ылқалсыздандыру салқындатқышы) кіреді. Деаэраторды және № 2 ТҚЖ-ты қоспағанда, регенерация жүйесінің барлық беттік түрдегі жылу алмастырғыштар болып келеді. 1-сатылы конденсатты сорғылармен турбинаның негізгі конденсатына тұзсыздандырылған блокты қондырғы (бұдан әрі-ТБҚ) арқылы, сондай-ақ нығыздауыш буды салқындатқыш және аралас түрдегі ТҚЖ №1 және ТҚЖ №2 арқылы ауыстырып құйылады, ол жерден 2-ші сатылы конденсатты сорғылармен ТҚЖ №3 және №4 арқылы буды салқындатқыштың деаэраторы 0,7 МПа (7 кгс/см²) деаэраторға бағытталады. Деаэратордан су ЖҚЖ № 6-8 арқылы қазандыққа қоректендіру сорғысымен (бұдан әрі - ҚЭС) беріледі. Энергоблок циклында конденсатты жоғалтқан жағдайда конденсаторға тұздалмаған қоспаны қосумен толықтырылады.

14. Конденсаторда және № 2 ТҚЖ-та деңгейлерді реттейтін тиісті реттегіш клапандарды жауып тастаған кезде регенерация жүйесі тракті бойынша негізгі конденсаттың мөлшерінің азаюы салдарынан конденсатты сорғылардың үзілуін болдырмас үшін30 – 40 %-ға дейін жүрісте конденсатты сорғылардың рециркуляциялау желісінде жапқыштар автоматты түрде ашылады. Жапқыштарды ашу реттегіш клапандар арқылы конденсаттың мөлерімен анықталатын №2 ТҚЖ-тағы және конденсатордағы деңгей жағдайына ықпал етпейді.

15. Жылытқыш бу конденсаты каскадтық төмен қысымды жылытқышқа жоғары қысымды жылытқыштан құйылады. Турбинаның қалыпты жүктемесі кезіндегі ЖҚЖ-тағы түзілетін барлық конденсатдеаэраторға құйылады. Турбина жүктемесін 60 %-ға дейін төмендеткен жағдайда, №6 ЖҚЖ пен деаэратор арасындағы қысымның номиналды төмен түсуі ысытқыш будың конденсатын деаэраторға құю үшін жеткіліксіз болып табылады, бұл режимде №6 ЖҚЖ-тағы конденсат автоматты түрде №4 ЖҚЖ-қа жіберіледі, ал №7 ЖҚЖ-тағы конденсат (ондағы жеткілікті қысым барысында) деаэраторға жіберіледі. №3 және 4 ЖҚЖ-та түзілетін ысытқыш будың конденсаты №3 ЖҚЖ-тан 2-ші сатылы конденсаттық сорғыларды сору тарапына қарай құйылады. №1 ТҚЖ-та және бу нығыздайтын салқындатқышта түзілген ысытқыш будың конденсаты конденсаторға құйылады; бұл жерге №2 ТҚЖ толған кезде негізгі конденсат та құйылады. Бу салқындатқыштардан алынған конденсат дренажды бактың кеңейткішіне жіберіледі.

16. Басқа түрдегі турбиналарды регенерациялау жүйесінің сызбасы осы Әдістемелік нұқсаулықтың 1-қосымшасындағы 2-суретке сәйкес, К-300-240-3 турбинаның конденсациялық-регенеративтік орнатуды автоматты реттеу сызбасынан яғни қосымша жылу алмастырғыштар бола отырып (800 МВт турбинаға арналған жылытқыштар немесе оларды ірі көлемімен (500 МВт турбина үшін бес ТҚЖ), конденсаттты сорғылар тобының санымен (800 МВт турбина үшін үш топ), басқа да – турбина жүктемесін азайтқан жағдайда жылытқыш будың конденсатын қайта қосу сызбалардың болуымен ерекшеленеді.

17. № 1 ТҚЖ және нығыздауыш буды салқындатқышты қоспағанда, регенерация жүйесінің барлық жыл уалмастырғыштар осы Әдістемелік нұқсаулықтың 1-қосымшасының 2-суретіне сәйкес деңгей реттегіштерімен жабдықталған.

Турбина конденсаторы екі деңгей реттегішімен жабдықталған. БОУ ыстық конденсатпен фильтрлердің зақымдануын болдырмас үшін конденсаторда төмендетілген вакуумда турбинаны іске қосқан кезде БОУ циркуляциялық су таратқыш немесе ластанған конденсат қорын бакка құятын бөлек, конденсаттың бір бөлігін тастау арқылы конденсат жинақтауышта конденсат деңгейінің берілген мәнін сақтау мүмкіндігі көзделеді.

18. Циклден артық суды шығару үшін және КЭН-1 артындағы деаэраторда деңгейді сақтау үшін ЖЭС (500...800 МВт) бірқатар энергоблок сызбаларында циркуляциялық су таратқыш конденсатты түсіріп тастайтын немесе ластанған конденсат қорын бакка түсіретін реттегіш көзделеді.

БОУ-дың алдында конденсат температурасы жоғарылаған кезде БОУ-ды сөндіргіш және конденсатты одан бөлек өткізетін бұғаттау болады.

19. Осы Әдістемелік нұқсаулықтың 1-қосымшасының 2-суретіне сәйкес, №2 ТҚЖ аралас сызбада регенерация трактындағы негізгі конденсат мөлшерінің өзгеруі үш реттегіш клапанмен жүргізіледі (конденсатордағы, ПНД № 2 ТҚЖ және деаэратордағы деңгей бойынша), бұл торапты автоматтандыру күрделенеді.

Конденсат мөлшерінің өзгеруі екі реттегіш органмен жүзеге асырылатын аралас жылытқышсыз регенерация сызбаларында реттегіш объектілердің өзара байланысы аса байқала қоймайды.

20. Конденсатордағы, ЖҚЖ-тағы, ТҚЖ-тағы, деаэратордағы және салқындатқышдеңгей бойынша негізгі сигналды алатын және атқару тетігі өлшеуіш түрлендіргіштен кері байланыс сигналын алатын реттегіштермен басқарылады (бұдан әрі – АТ).

Конденсатордағы, жылытқыштардағы және салқындатқыш деңгейлерді реттегіштер ағызатын клапандарға, деаэратордағы деңгей реттегішіне–реттеуіш токты клапанға ықпал етеді.

21. Конденсаторда немесе жылықыштарда деңгей артқан жағдайда клапан ашылады, ал деаэраторда жабылады. Деңгейді реттегіштердің қабылданған құрылымына байланысты пропорционалдық реттеу жүзеге асырылады, яғни деңгейдің белгіленген жағдайдағы әрбір мәніне белгіленген реттегіш клапанның ашылуы сәйкес келеді, деңгейін реттеу статикалық қателікпен (неравномерностью) жүргізіледі. Реттеудің статикалық сипаттамасы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 3-суретте берілген. Әркелкілікті реттеудің рұқсат етілген шамасы орташа шамадан деңгейлердің рұқсат етілген ауытқуымен белгіленеді, олар жабдықтың құрылымдық ерекшеліктеріне байланысты дайындаушы-зауыттың нұсқаулықтарымен беріледі.

22. Минималды статикалық қателікпен деңгейді реттеуге тырысу кезінде регенеративтік қондырғыны біршама үнемдеуді және құбыржолдарда, әсіресе реттегіш клапандарда тотығуды төмендету қамтамасыз етіледі.

Егер де АСР төзімділік шарты бойынша рұқсат етілген шамадан тыс әркелкіліктіорнату талап етілсе, реттеу сызбалары күрделене түседі.

23. Жеке реттегіш клапандармен (деңгейі бойынша қисық екпін) ауытқуды берген кезде жылытқыштарда және салқындатқышта біршама кешігіп (10 секундке дейін) және өздігінен теңестірудің болмауымен сипатталады. Конденсатордағы деңгейі бойынша қисық екпін сипаты реттегіш клапанның орналасқан жеріне және жылу сызбасында тұзсыздандыратын блокты қондырғының болуына байланысты болып келеді:

1) егер БОУ болмаса немесе реттегіш клапан оған дейін орнатылған болса, онда конденсатор динамикалық қатынаста жылытқыштарға іспеттес, алайда объектіні кейбір өздігінен теңестірулер конденсаторда деңгей артқан жағдайда 1-ші сатылы конденсаттық сорғымен сорып алу тарапына қарай қысымның артуымен түсіндіріледі;

2) егер БОУ болса және реттегіш клапан оның соңынан орнатылған болса, онда объектінің кешігуі БОУ біршама инерциялылығымен анықталады және 25...30 секундке жетеді.

24. Конденсаторға химиялық тұзсыздандырылған суды беруді өзгерткен кезде деаэраторда деңгей өзгеруінің кешігуі 100 секундтан ассады, ал тұзсыздандырылған суды тікелей деаэраторға берген кезде кешігу бірден 10 секундке дейін азаяды.

25. Регенерациялау жүйесінің жылу алмастырғыштарында деңгей өзгерісінің жылдамдығы реттегіш клапанның ашылу деңгейіне және ауытқу аймағында оның сипаттамасының тіктігіне тәуелді, сондай-ақ деңгейдің орналасу ауданында бактың еркін қима алаңына кері тәуелді болып келеді.

26. Регенерациялау жүйесінің жылу алмастырғыштарында деңгейін пульсациялаудың әртүрлі сипаттар бар:

1) конденсаторда және деаэраторда олар мүлдем болмайды;

2) ЖҚЖ-та

(10...15) миллиметрді (бұдан әрі – мм) құрайды;

3) ТҚЖ-дың бетінде

(30...40) мм;

4) аралас ТҚЖ-да олар

60 мм-ге дейін жетеді. Пульсациялау кезеңінде әдетте 2...3 секундты құрайды.

27. Турбинаның басқару алгоритмінде және заманауи элементтік базада салынған АСР реттегіш және қорғаныш микропроцессорлық электргидравликалық жүйемен жабдықталады (бұдан әрі – РҚЭГЖ).

28. Т-100/110-130 түріндегі турбинаны қорғау және реттеудің біріктірілген электргидравликалық жүйесінің сызбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес 4-суретте берілген.

РҚЭГЖ гидравликалық бөліктің төрт негізгі бөлігінен тұрады: электрлік бөлігі (бұдан әрі– РҚЭГЭ) және ГЧСРиЗ гидравликалық шығу каналдарына РҚЭГЭ басқару электрлік сигналын түрлендіру функцияларын іске асыратын электргидравликалықтүрлендіргіштер (бұдан әрі– ЭГТ).

ГЧСРиЗ алдыңғы мойынтіректің блогында турбинаның білігінде орналасқан жаңадан күш беретін сорғыны, тоқтатқыш клапанның автобекітпесін, жоғары қысым бөлігіндегі реттегіш клапандардың электр жүргізгішін және турбинаның жылыту іріктемелерінің бұрылмалы диафрагманы реттегіш төмен қысым бөлігіндегі электр жүргізгішін қамтиды.

РҚЭГЭ өнеркәсіптік контроллерлер және атқарутетіктері базасында орындалады, сондай-ақ үздіксіз қуат бері шкафын (бұдан әрі– ҮҚБШ), басқару шкафын (бұдан әрі– БШ), оператордың жұмыс стансасын (бұдан әрі– ОЖС), инженерлік стансаны (бұдан әрі– ИС) және реттеу және қорғаныш алгоритмдерін іске асыруды қамтамасыз ететін бергіштер жинағын қамтиды.

Реттеу және қорғаныш жүйесінің ЭГП басқару және қорғау блогында (бұдан әрі-БҚБ) орналасқан, алдыңғы мойынтірек аумағында турбинаға қызмет көрсету алаңында орналасқан және ГЧСРиЗ атқару тетіктері бар импульстік гидравликалық желілермен және БШ электрлің басқарушы желілерімен біріктірілген жеке тұрған тораппен ұсынылады.

ҮҚБШ-на ~220 Вольт (бұдан әрі – В) ауыспалы ток, 50 Герц (бұдан әрі – Гц), 220 В (ШУ үшін) тұрақты ток көздерінен электр қуатын беру жүргізіледі. ҰҚБШ және БШ турбинаға қызмет көрсету алаңында орналасады, бірақ БШ сенсорлық терминалы іске қосу және ретке келтіру операциялары кезінде турбинаны басқарудың жергілікті қалқаны ретінде қолданылады.

Операторлық және инженерлік станции басқарудың топтық қалқанында орналасады.

29. осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаның 5-суретіне сәйкес, басқару және қорғау блогында мыналар орнатылады:

1) "3-тен 2" логикасына сәйкес "қорғаныш сызығына" май беруді басқаратын қорғаныш тетігінің үш арналы блогы (бұдан әрі-БҚТ). БҚТөз құрамында БТ қайырылған күйінде күш беретін сорғыдан май беру сызығын "қорғаныш сызығымен" біріктіретіндей етіп, ал тетіктердің кез келген жұбын қондырған кезде "қорғаныш сызығы" құйылыспен бірігетіндей және оның соңындағы қысым жоғалатындай етіп бір құрылымға біріктірілген үш тәуелсіз қорғаныш тетігін қамтиды;

2) гидравликалық сигналға (БҚТ тетіктердің импульсті желідегі майдың қысымы) турбинаның тоқтауларына қолданылатын электрлік қорғаныш сигналын түрлендіретін соленоидты клапандар блогы (бұдан әрі– СКБ). Әрбір соленоидты клапан "өзінің" қорғаныш тетігін басқарады. Соленоидты клапаны турбинаны қорғаудың түрлендіргіш электргидравликалық жүйесі болып табылады;

3) басқару тетігінің екі блогы (бұдан әрі– БТБ), оның әрқайсысы ЭЧСРиЗ реттегіштерінен электр қозғалтқышы арқылы басқарылатын дроссельді бұрмалы тетікті білдіреді. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес, 5-суретте БТБреттеу жүйесінің электргидравликалық түрлендіргіштері болып табылады. Пт турбиналарына аналған үш БТБ бар стандартты БТБ ұсынылады және Т түріндегі турбиналарға арналған екі БТБ орнатылады;

4) қорғау жүйесінен реттеу жүйесін электр жүргізгішімен басқаруды қамтамасыз ететін қорғаныш тетігінің аралық блогы (қорғаныштың қосымша гидравликалық каналы).

30. Реттеу жүйесіне кіреді:

1) 4...5 % әркелкілік деңгейімен және 0,02...0,06 %-тан аспайтын, сезімталдық деңгейімен айналу жиілігін реттегіш;

2) турбинаның алдында бу қысымын реттегіш (қазанда блокта жұмыс жасау үшін);

3) 0,5 МВт сақтау дәлдігімен жиілікті түзеткішпен белсенді электрлік қуатты реттегіш;

4) турбинаның алдында будың минималды қысымын реттегіш;

5) 0,01 МПа дәлдікпен жоғарғы немесе төменгі жылыту іріктемесінің немесе камерасында бу қысымын және 0,5

С дәлдікпен желілік қондырғыдан (немесе оның жылуы) шығу кезінде желілік судың температурасын сақтайтын будың жылыту іріктемесін реттегіш;

6) 0,5

С дәлдікпен толықтырулық судың температурасын реттегіш

7) жұмыс режимінің барлық ауқымында турбинаны қауіпсіз пайдалануды және эксплуатациялық қызметкерлердің қателіктерге бой алдырмауын қамтамасыз ететін қорғаныш (шекті) реттегіштер (турбинаның реттегіш сатысының максималды қысымы, жылыту іріктемесіндені максималды қысымды, конденсатордағы будың максималды қысымын).

31. ЭЧСРиЗ-да кеңейтуден қорғайтын үш каналды жүйе орнатылады – "3-тен 2" логикасын БЗЗ-мен бірге іске асыратын қауіпсіздіктің электрлік автоматы (бұдан әрі-ҚЭА). Бұл қорғаныш каналдарының бірінің жалған іске қосылуынан қорғайды және оны тоқтатпастан іске қосылған турбинада тиісті тетікті қондыруды қосқанда, "тесіп өтетін" әрбір каналды жеке сынау мүмкіндігімен қамтамасыз етіледі. ҚЭА алгоритмі айналу және жеделдету жиіліктерінің тәсілдерін талдау негізінде құрылады, бұл реттеу жүйесінің ақаулығын анықтаған жағдайда ҚЭБ тағайындаманы барынша (4...5 %-ға) төмендетуге мүмкіндік береді.

Сондай-ақ ҚРЭКЭБ-да реттегіш КЭА ұқсас орындалатын және іске қосылған турбинада қорғауды әр канал бойынша сынамалауды жүргізуге мүмкіндік беретін жылытулық алукамерасында қысымның жоғарылауынан үш каналды электрлік қорғау жүйесі іске асырылады (АЭҚЖ). ҚРЭГЭБ-да АЭҚЖ іске асыру ірі диаметрлі сақтандырғыш клапандарды көрсетеді, ауаның сору төмендйді және пайдалану жеңілдетіледі.

Соленоидты клапандар блогына турбогенератордың технологиялық және электрлік қорғаныштарынан және турбинанны оператормен қашықтықтан тоқтату кезінде тоқталыстарға арналған сигналдар беріледі.

32. ЭЧСРиЗ жұмысының барлық режимдерінде қамтамасыз етіледі:

1) Бергіштерді, қуаттау тізбегі мен байланыс желілерінбақылау;

2) Соққысыз қосу және реттегіштерді сөндіру;

3) Қажетті сынақтарды жүргізу (кеңейту, реттеушы алуларда қысымды арттыру) және сипаттамасын анықтау;

4) Турбина жұмысындағы ауытқу мен режим өзгерістері туралы хабарламаларды тіркеу және мұрағаттау (оның ішінде апатты);

5) АСУ-дың ТП энергоблокпен байланысы.

3-параграф.Деаэратордағы бу қысымын реттеу

33. Осы Әдістмелік нұсқауларға 1-қосымшаның 6-суретіне сәйкес, деаэратордағы қысымды реттегіш жүктемеге қарамастан деаэратордың бастиегінде берілген қысымды сақтай отырып, турбинаның іріктемелерінен жылытқыш буды беруге ықпал етеді.

Турбогенератордың жүктемесін төмендеткен кезде деаэраторға будың берілуін реттегіш клапан ашылады, себебі турбинаның іріктемесіндегі қысым азаяды. Басқару сызбасының рұқсат етілген шамасынан тыс реттегіш клапанның алдында қысымды төмендеткен жағдайда жоғары қысымды іріктемеден немесе бөгде қуат көзінен (жеке мақсатқа арналған жалпы стансалық коллектордан) деаэраторды қуаттауды автоматты түрде қайта іске қосу көзделеді.

34. Деаэраторды қуаттау үшін іске қосу режимерінде тура ағынды қазандары бар ЖЭС сызбаларында тамызықтық кеңейткіштен шығатын бу қолданылады.

35.Деаэратордағы қысымды реттеу обхектісінде динамикалық қатынастағы кішігірім кешігу (10 секундке дейін) және өздігінен теңестіру бар. Деаэратордың түріне және турбинаның жүктемесіне байланысты қысым артқан жағдайда объектінің тұрақты уақыты 20 – 60 секундке тең. Қысым төмендеген кездегі тұрақты уақыт деаэраторда болатын судың қызбай қалуына байланысты, сондай-ақ қайнағанға дейін және қысымның ауытқу деңгейінен, қысымның біршама ауытқуы кезінде (10 – 20 кило Паскаль (бұдан әрі– кПа), немесе 0,1 – 0,2 кгс/см2 дейін) ол қысым артқан кездегі тұрақты уақытқа тең (біршама кем).

36. Егер жылу сызбасында бірнеше деаэраторларды– теңдеуші бу желілеріне орнату көзделсе, қысымның өлшеуішті түрлендіргіші деаэратордың орташа бастиегіне немесе реттегіш клапанның бу құбырына біріктіріледі.

4-параграф. Автореттегіш аппаратура

37. ЖЭС турбиналық жабдығында автоматтандырудың жергілікті техникалқ құралдары қолданылады:

1) "Каскад-2" микроэлектрондық базада реттегіш және функционалдық блоктар кешені;

2) "АКЭСР-2" электр құралдарын рететудің агрегатталған кешені;

3) "Протар" микропроцессорлық базасында реттеу және басқару аппаратурасы;

4) Ремиконт Р-130 көп функционалдық рететуші микропроцессорлық шағын каналды контроллер;

5) SCADA (InTouch (Wonderware) класының бағдарламалық өнімдері– АҚШ, Citect (CITechnology) – Австралия, FIX (Intellution ) – АҚШ, Genesis (IconicsCo) – АҚШ, FactoryLink (UnitedStatesDataCo) – АҚШ, RealFlex (BJSoftwareSystems) – АҚШ, Sitex (JadeSoftware) – Ұлыбритания, TraceMode (AdAstrA) – Ресей, Cimplicity (GEFanuc) – АҚШ, САРГОН (НВТ – Автоматика) – Ресей).

Бұл аппаратура кіру сигналына 0 – 5, 0 – 20, 4 – 20 мА; 0 – 10 В арналған және (регулирующего блока для "Каскад-2" (Р-27 түрі), "АКЭСР-2" (РП4-М1 түрі) бір аспапты қолдану кезінде ("Р-130") реттеудің бір контурды ("Каскад-2", "АКЭСР-2"), екі контурды ("Протар") жәнетөрт контурды құруға мүмкіндік береді.

38. Жылу алмастырғыштарды АСР деңгейінің типтік сызбаларын құру үшін деаэратордағы бу қысымына және турбинаны нығыздауға арналған бу қысымына РП4-М1 түріндегі құрылғыны реттегіш "Каскад-2" сериялы аппаратура қолданылады.

39. АСР сызбаларында көмекші құрылылар ретінде номенклатураға сәйкес келетін РЗД-12, ЗД-22 түріндегі реттегіш аппаратураның бергіштері, БУ22, БРУ-32, БРУ-42 түріндегі қолмен басқару блоктары қолданылады.

40. Деңгейін өлшеу ретінде – қысымның төмен түсуі – "Метран-45-ДД" 10...25 кПа (1000...2500 кгс/м²) параметрлерін өлшеуді жоғарғы шамалары бар ДД түріндегі сериясы "Метран"қысым түрлендіргіштері қолданылады.

41. Нығыздауға арналған бу қысымын реттегіштер 0,06...0,1 МПа (0,6...1,0 кгс/см²) өлшемдердің жоғары шамалары бар, осы түрдегі қысымды түрлендіргіштермен ал кейбір жағдайларда 25...0,4 МПа (2,5...4,0 кгс/см²) дейін, сондай-ақ МТ 100Р түріндегі қысым бергіштерімен, жинақталады. Деаэратордағы 0,7 МПа (7 кгс/см²) қысым Метран-45-ДИ қысым түрлендіргіштерімен немесе 1 МПа (10 кгс/см²) жоғарғы өлшеу шегі бар МТ100Р түріндегі бергіштермен өлшенеді.

42. Тұрақты жылдамдықта және іскеқосу құрылғыларында оларды басқару үшін қолданылатын электрлік атқару тетіктерінің АСР (бұдан әрі-ЭАТ) қарастырылатын түрлер шығыс білігінде номиналды айналма сәтпен (әдетте100...630 Ньютон метр (бұдан әрі - Н*м), шығыс білігінің номиналды толық жүрісімен (0,25 айналым) және шығыс білігінің номиналды уақыт жүрісімен белгіленеді (25...63 секунд).

43. Клапанның орналасуы бойынша тұрақты кері байланыспен АСР деңгейіне МЭО шығыс білігінің орын алмасуын 0...5 миллиАмпер (бұдан әрі – мА) тқрақты ток сигналына айналдыратын БСПТ (БСПТ-10) түріндегі блокқа кіретін өлшеуіш түрлендіргіштерімен бірге МЭО-да қолданылады .

44. ЖЭС турбиналық жабдықтарын автоматтандыру үшін қолданылатын негізгі АТ номенклатурасы мен техникалық сипаттамасы осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшаға сәйкес, 1-кестеде берілген.

45. Бір фазалы синхронды электр қозғалтқыштары бар атқару тетіктері механикалық тежеуіші бар МЭО үшін ПБР-2М2.1 түріндегі, асинхронды (синхронды) электр қозғалтқыштары бар және оларды шамадан тыс жүктеуден қорғайтын МЭО үшін үш фазалы электр қозғалтқыштары бар ПБР-2М2.1А, ПБР-2М2.2А түріндегі, сондай-ақ ДСТР, 2ДСТР, ПБР-3М2.1А және ПБР-3М2.2А синхронды электр қозғалтқыштары бар МЭО үшін ПБР-3М2.1 түріндегі байланыссыз реверсивті қосқыштармен басқарылады және оларды магнитті қосқыштармен басқаруға рұқсат етіледі.

46. МЭОК түріндегі атқару тетіктері ПМЕ-073, ПМЕ-083, ПМЕ-093 түріндегі реверсивті магнитті қосқыштармен немесе У-23 түріндегі тиристорлық күшейткішпен басқарылады.

47. Турбиналық жабдықтың АСР реттегіш органдары басқарудың дербес кілтін (деаэратордағы, конденсатордағы АСР деңгейі, ПНД № 2, деаэратордағы қысым).иеленетін аса жауапты реттегіштерді қоспағанда, топтар бойынша іріктеп басқару сызбасына енгізіледі.

5-параграф. Параметрлерді сақтау сапасына қойылатын талаптар

48. Турбоагрегаттардың автореттегіштерімен технологиялық параметрлерді сақтауға қатысты қойылатын талаптар.

АСР (ауытқудың болмауы) тұрақты жұмысы және энергоблоктың тұрақты берілген жүктеме мәнінде 1 минутта 6 қосудан аспайтын автореттегіштерді қосудың шектелген жиілігі;

Турбоқондырғы жүктемесінің барлық ауқымдарында турбинаның тұрақты берілген жүктеме кезінде параметрлердің максималды ауықтуы мынадай міндерден аспайды:

1) нығыздау коллекторындағы бу қысымы–

5 кПа (0,05 кгс/см²);

2) конденсатордағы су деңгейі -

150 мм;

3) регенеративтік жылытқыштардағы жылытқыш бу конденсатының деңгейі–

150 мм;

4) ддеаэратордағы бу қысымы

20 кПа (0,2 кгс/см²);

5) деаэратордағы су деңгейі

200 мм.

49. Жабдықты дайындаушы-зауытпен берілетін жылытқыштағы, конденсатордағы және деаэратордағы ауытқудың рұқсат етілген шамасы жоғарыда көрсетілген мәндер шамасынан асады. К-300-240 түріндегі турбина үшін орташа ауытқу деңгейінен рұқсат етілген ауытқу деңгейі былайша құралады:

1) ТҚЖ № 3, 4 және ЖҚЖ үшін

200 мм;

2) ТҚЖ № 2

350 мм;

3) конденсатор

300 мм;

4) деаэратор үшін

400 мм.

50. Турбоқондырғы жүктемесі өзгерісінің барлық ауқымында эксплуатациялық ауытқу кезіндегі АСР-ға өтетін ауыспалы процестер кішігірім тербелісімен сипатталады. Тңрең ауытқу кезінде және рұқсат етілген аталмыш жабдықтың жылдамдығымен турбоқондырғыға түсетін жүктеме өзгерген кезде, мысалы, ЖҚЖ тобын қосу және сөндірумен байланысты, аПЭк қоректік турбо сорғыға (бұдан әрі-ҚТН) өтуі және керісінше, бустерлік сорғыларды қосу, технологиялық қорғаныстардың ңске қосылуы, энергоблок жүктемесін азайту, тіптен өз қажеттіліктеріне дейін немесе турбинаның юос жэүрісіне дейін азайту АСР турбоагрегаттарын азайту қорғаныш қондырғылары іске қосылғанға дейін параметрлерді қамтитын ауытқуға жол берілмейді. Деаэраторда қысымды реттегіште қоректендіргіш корғылардың сору тарапында судың қайнап кетуіне және оларды буға айналуына әкеп соқтыратын қысымды кенеттен өзгертуге жол берілмейді.

3-тарау. Автореттегіш аппаратураны зертханалық тексеру

1-параграф. Қысым мен деңгейдің өлшеуіш түрлендіргіштерін тексеру

51. Тұрақты токтың бірегей сигналын пайдаланатын АСР-да қолданылатын деңгей мен қысымның өлшеуішті түрлендіргіштерінде қолданылатын аппаратураға байланысты тұрақты токтың 0 және 5, 0 және 20 немесе 4 және 20 мА секілді шығыс сигналының шекті мәні қамтылған.

Оларды тексеру кезінде өлшеуіш параметрдің нөлдік мәні кезінде диффиренциялдық манометрлер-деңгей өлшеуіштер 5 мА тең келетін шығыс сигналын қамтитыны ескеріледі.

52. Өлшеуішті түрлендіргіштердің тексеру сызбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 2-қосымшаға сәйкес берілген. Сырттай тексеріп қарағаннан кейін, өлшеуіш түрлендіргіш қысымның қуат көзіне қосылды. 10 кПа (1000 кгс/м²) кем емес және 0,5 МПа (5 кгс/см²) дейін қысымның төмен түсуіне арналған қысым түрлендіргішін (Метран-45-ДД) тексеру кезінде қысымның қуат көзіне қолданылады, мысалы, ПКД-10 түріндегі портативтік қысым калибраторы немесе "Воздух" қысым бергіші. Деаэратордағы қысымның өлшеуіш түрлендіргіштерін тексеру үшін МП-60 түріндегі жүк көтеретін поршеньдік манометр және қысымды 1 МПа (10 кгс/см²) дейін арттыратын М-155 түріндегі әуе компрессоры қоланылады.

53. Өлшенетін шаманы бақылау үшін, егер олар түрлендіргішті тексеру үшін қоланылатын болса, үлгілі құралдар ретінде үлгілі манометрлер (бұдан әрі- ҮМ), сұйықтықты микроманометрлер, сондай-ақ жүк көтергіш поршеньді манометрлер (бұдан әрі- ПМ) қолданылады. Шығыс сигналын өлшеу үшін 0...7,5 мА ( 5 мА дейінгі шығыс сигналы бар өлшеуіш түрлендіргіштер үшін) немесе 0...25 мА (до 20 мА дейінгі шығыс сигналы бар өлшеуіш түрлендіргіштер үшін) өлшем шегінде арналған 0,1;0,2 дәлдікпен класс тұрақты токтың миллиамперметрі қолданылады.

54. Өлшеуіш түрлендіргіш зауыттық құралдармен тексеріледі және мыналарды:

1) нөлді белгілеу;

2) шығыс сигналының диапазонын белгілеу;

3) Негізгі қателікті және шығыс сигналы көрсеткіштерінің түрлендірмесін анықтауды қамтиды.

55. Тексерістен кейін қысымды өлшеуіш түрлендіргіштер конденсатпен толтырылады. Теңестіру тетіктері жоқ Метран-45-ДД түріндегі беогіштермен конденсатты толтырған жағдайда, камераны толтыру үшін тиісті тетіктер ашылады, ал конденсатпен толтыру үшін және ауаны вентильді блоктың теңестіру желісінен ығыстыру үшін тетіктердің бірі жабылады, ал басқалары – аралық қалыпты орнатады. Бұл операция аяқталғаннан кейін соңғы тетікте жабылады.

56. Егер дифференциалдық манометр қысымды өлшеуіш түрлендігһргіш қызметін атқаратын болса, конденсатпен тек плюстік камера толтырылады.

2-параграф. Реттегіш аспаптарды тексеру

57. Реттегіш аспаптар дайындаушы-зауыттың нұсқаулығына сәйкес зертханаларда тексеріледі.

58. АКЭСР-2 сериялы РП4-М1 түріндгі реттуші құрылғы үшін көлемі қысқартылған тексеру жүргізуге рұқсат етіледі:

1) оқшаулауға қарсыласу;

2) құрылғыны теңдестіру;

3) сезімсіздік аймағының максималды мәні;

4) беру коэффициентінің шекті мәні;

5) тұрақты уақытта интеграциялаудың шекті мәні.

59. "Каскад-2" апппаратурасының Р27 түріндегі импульстік шығыс сигналы бар аналогтық реттегіш блок үшін көлемі қысқартылған тексеру жүргізуге рұқсат етіледі:

1) блоктарды теңдестіру;

2) сезімсіздік аймағының минималды мәні;

3) беру коэффициентінің максималды немесе аралық мәні;

4) тұрақты уақытта тнтеграциялаудың аралық мәні;

5) тұрақты уақытта деспфирлеудің максималды мәні;

6) интегралдық импулсьтер ұзақтығының минималды мәні;

7) берудің масштабты коэффициенттерінің жоғарғы шекаралық мәндер.

4-тарау Реттегіштерді монтаждауды тексеру, қашықтықтан және автоматты реттеуді ретке келтіру

60. Реттегіштерді монтаждау ҚР СТ 02-03-2012 "Автоматтандыру жүйесі" стандартына сәйкес орындалады.

1-параграф. Қысым мен деңгей өлшеуіш түрлендіргіштерді монтаждауды тексеру

61. Деңгейін тексеру үшін жылу алмастырғыштармен ьірге жеткізілетін теңестіру ыдыстары (бұдан әрі –ТЫ) қолданылады.

62. Жылу алмастырғыштарда дңгейді өлшейтін және нығыздауыш коллектордағы бу деңгейін өлшейтін Метран-45-ДД түріндегі бергіштер өлшеу орнынан төмен орнатылады. Біріктіргіш сызықтыр тігінен ең қысқа шақытық бойынша немесе бергіш тарапына 1:10 кем емес көлденеңінен бағытпен салынады. Біріктіргіш сызытардың ұзындығы 15 метрден кем емес (бұдан әрі – м), ішкі диаметрі–8 мм-ден кем емес. Жылу алмастырғыштың корпусымен теңестіру ыдысын біріктіретін түтік 12 мм-ден кем емес ішкі диаметрді қамтиды және тік әрі қысқа болуы керек. Метран-45-ДД көмегімен қысымды өлшеген жағдайда олардың минустық камерасы атмосферамен біріктіріледі.

63. Ыдыстар және біріктіргіш сызықтар оқшауланбайды, себебі жүктемені турбинамен тереңірек лақтыру кезінде ыдыста конденсат қайнап кетуі мүмкін, бұл реттегіштердің жалған жұмыс жасауына әкеп соқтырады (әсірес ЖҚЖ үшін).

64. Біріктіргіш сызықтарды үрлеу үшін үрлеме сызықтар көзделеді, олар осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшадағы 4-суретке сәйкес, тетіктермен бірге жалпы коллекторға біріктіріледі. Үрлеме сызықтарда тетіктердің орнына осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 1-суретке сәйкес 6 және 7-бітегіштер орнатылады. Конденсаттағы өлшеуіш түрлендіргіштерге арналған үрлеме сызықтар осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 2-суретке сәйкес, қосымша сорып алуларды болдырмас үшін көзделмейді.

65. ТҚЖ –та және конденсаторда деңгейді өлшеуіш түрлендіргіштердің теңестіру ыдысына конденсатты сорғылардан сызығы жүргізіледі, ол осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 1-суретке сәйкес, жылытқышта деңгейді реттеу сызбасына сәйкес ыдыста плюстік біріктіргіш сызыққа немесе осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 2-суретке сәйкес, конденсатордағы турбиналар деңгейді ретету сызбасына сәйкес, өлшеуіш түрлендіргішпен ойып салынады.

66. Бір өлшеуіш ыдысқа бақылау-өлшеуіш аппаратураның, автоматиканың және қорғаныштың ыдыстарды өлшеуіш түрлендіргіші қосылмайды. Олардың әрқайсысы үшін жеке ыдыстар бөлінеді. Ілмекті тетіктер ыдыстарға дейін немесе олардан кейін орнатылады.

Ыдысқа дейін бу сызығында тетікті орнату ұсынылады, себебі бұл жағдайда ыдысты жөндеу және толықтырулық су қысымының біріктіргіш сызықтарымен қысымын тексеру үшін сөндіріп қою мүмкін, бірақ тетіктығындардың туындауын болдырмас үшін соташық бойынша көлденеңінен орналастырылады.

67. Конденсатордағы деңгей реттегіштің өлшеуіш түрлендіргішінің су біріктіргіш сызығы конденсат жинақтамасының конденсат жинағыш төмен бөлігіне ойып орнатылады. Бу сызығы конденсат жинақтағыш жоғарғы жағында конденсаторңа біріктіріледі.

68. Вакуумда болатын өлшеуіш түрлендіргіштердің біріктірілген жері нығыздалады, қою майлы майлаумен ауаны саңылаулы тартудың мүмкін болатын жерлерін жабу.

69. Жылытқыштарда деңгей өлшеуіш түрлендіргіштердің минустық түтікшесі жылытқыштың төменгі жағындағы бөлігіне біріктіріледі.Минустық түтікшенің және ағынды құбыржолдағы суды көрсететін шынының ойығы жол берілмейді, себебі ағын жылдамдығына тәуелді қосымша өлшеу қателігі пайда болады.Сорғылар орналасқан құйылыс сызығындағы жылытқыштарда деңгейді өлшеу кезінде қателікке бой алдыру мүмкін:

1) қосқан сәтте (көрінетін түсіру деңгейі);

2) сорғыларды (көрінетін материал) ажырату.

70. Өлшеуіш түрлендіргіштер стенде тік қалыпта орнатылады. Шығыс сигналын беру және қуат көзін қосу тәуелсіз екі кабельмен жүзеге асырылады, сондай-ақ сигналды кабель экрандалады.

71. Оның корпусында арнайы қысқыштың көмегімен өлшеуіш түрлендіргішті жердің бетіне орналастыру 2,5 квадраттық миллиметрден (бұдан әрі - мм²) кем емесқима сыммен жүргізіледі. Оларды орнатқаннан кейін өлшеуіш түрлендіргіштерде бітелуді болдырмас үшін олар біріктіргіш сызықтардан ажыратылады және біріктіргіш сызықтардағы тиекті тетік жабылады.

2-параграф.Реттегіш органдарды тексеру

72. Турбиналық жабдықтарды автоматтандыру кезінде қолданылатын реттегіш клапандардың алғашқы үлгілері және оларды атқару тетіктерімен буындасу осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаға сәйкес, 3-6 суреттерде берілген. Қолданылатын реттегіш клапандардың негізгі түрлері осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаға сәйкес, 1-кестеде берілген.

73. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 3а) –суретіне сәйкес, ЖҚЖ, ТҚЖ және деаэраторда деңгейді реттеу үшін бұрылма - өтпелі бірағынды - қос ағынды - реттығын клапандар, сондай-ақ осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 4-суретке сәйкес клапандар қолданылады. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 3в) – суретіне сәйкес, осы мақсаттар үшін бұрылма - өтпелі – екі ағынды - реттығын клапандар қолданылады. Бұл клапандар түр өлшемдердің ірі көлемін иеленеді:

1) 50 мм-ден 300 мм-ге дейін шартты өткел бойынша;

2) 3,5 кв. см-ден 310 квадраттық сантиметрге дейін (бұдан әрі - см²) өту қимасының алаңы бойынша.

74. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 1-кестеге сәйкес, аралас түрдегі жылытқыштарда деңгейді реттеу үшін бұрылма-бұрышты-реттығын клапандар қолданылады.

75. Бұрылма-реттығын клапандарды тексеру кезінде корпуста толығымен ашу және жабу кезінде, мехникалық көрсеткіштердің тәуекелдермен үйлесімділігі тексеріледі, ал клапанды толығымен жабу кезінде терезелерді жуып қою қамтамасыз етіледі.

76. АТ кривошип айналу бұрышы кезінде R (мм) клапан иінтірегінің ұзындығы 90 градусты құрайды, және мынадай формула ойынша анықталады:

(1)

немесе шамалас формула бойынша:

(2)

Мұндағы

– ретеуші клапан иінтірегінің айналма жұмыс бұрышы иінтіректің бұрылу бұрышы, град.;

r – АТ қос иін ұзындығы мм.

77. Реттығын түсетін күштерді азайту үшін АТ осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 4в) суретіне сәйкес, қос иін және клапан иінтірегін орташа қалыпта біріктіргіш күшке перпендикуляр орналасатындай етіп орналастырылады.

Клапан иінтірегінде буындасуды қалпына келтіруді қолайлы ету үшін бірнеше саңылау бар.

78. Деаэратордағы бу қысымын реттеу үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 3в) суретіне сәйкес, бұрылма-реттығын клапаны немесе осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 5–суретке сәйкес реттығын клапаны қолданылады.

79. Реттығын клапаны үшін 90 градус бұрышта атқару тетігінің қос иін айналмасын қамтамасыз ететін клапан иінтірегінің ұзындығы R(мм) мынадай формула бойынша анықталады:

(3)

Мұндағы r– АТ қос иінұзындығы, мм;

m– клапан иінтірегінің айналу осімен және иінтірекке бекітілетін реттығын соташығы бекітілген жері арасындағы қашықтық, мм;

h_раб–клапанның жұмыстық жүрісі, мм.

80. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 5а) суретке сәйкес, алмастырымды күшті қоспағада, реттығынға күш түсірмеу үшін мыналар ұсынылады:

1) орташа жағдайдағы АТ және клапан, АТ қос иінінің және клапан мойынтірегінің параллелдігі, олардың түсірілетін күшке перпендикулярлығы;

2) бөліп таратқыш соташығына орташа қалыпта тартымның паралелльдігінің қамтамасыз етіледі;

3) АТ клапан иінтірегі мен АТ қос иіннің айналу осі арасындағы L=R+r(немесе L=R-r, егер қос иін мен клапан иінтірегі бағытта бағыттылған болса) тең болатындай етіп орнатылады;

4) тартым ұзындығы теңдей қамтамасыз етіледі (3...8) r.

81. Буындасу осы ұсыныстарын орындау кезінде реттегіш органдардың (бұдан әрі– РО) шығыс сипаты жанаспайтын болады.

82. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 5в) суретінде бейнеленген клапанға арналған буындасу осыған ұқсас орындалады, бұл жағдайда орташа қалыптағы соташық пен иінтіректің перпендикуляр болуы мүмкін емес, себебі берілген құрылым үшін ауыстырмалы ерекшеленетін барлық күштер аралық топсамен қабылданады.

83. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 1-кестеге сәйкес, Тубинаны нығыздауда бу қысымын реттеу үшін турбинамен бірге жеке құрылымдық клапандар, бұрылма-өтпелі реттығын клапаны ұсынылады.

84. Конденсатордағы деңгейді реттегіш клапан турбинаны дайындаушы-зауыттармен бірге бірігіп жеткізіледі.Осы Әдістемелік нұқсаулықтың 3-қосымшасындағы 6б) кестеге сәйкес, қосершікті клапан бейнеленген. Оны тексеру кезінде сояуыш пен клапан иінтірегін буындастыру орындарына люфттардың жоқтығына басты назар аударылады. Люфт өзара жанасатын беттерді механикалық өңдей отырып металды балқыма қаптау арқылы жойылады.

85. Деңгейдің аралас клапаны және конденсатордағы қайта циркуляциялау осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 6б) суретке сәйкес, дайындаушы-зауыттың сызба деректері бойынша күйге келтіріледі.

Негізгі клапан толығымен жабылады, 2-ші ішкі штоктың 3-ші негізгі клапанның реттығыны сомынымен жанасуына дейін 1-бұрандама бұрап бекітіледі.Бұрандаманың төменгі ұшының қалыпы өлшенеді, сосын ол негізгі калапан 30...40 % жүріске дейін жабылған кезде, клапанының қайта айналып ашылуын бастауды қамтамасыз ететіндей етіп, суретте көрсетілгендей бұрап бекітіледі.

86. Осы клапандармен АТ буындасуы бойынша ұсыныстар осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 5-суретке сәйкес, жоғарыда қарастырылған ұсыныстарға ұқсас.Турбина конденсаторындағы деңгейді реттеу үшін бұрылма-реттығын клапандары қолданылады.

87. РО өзінің реттегіш ауқымы шегінде АТ-мен бірігіп сызықтыға жақын (1,5 еседен аспайтын тіктік бойынша ерекшеленетін) жұмыс сипаттамасын иеленеді), және толық жүрістің 2 %-нан аспайтын люфттарды қамтымайды.

88. Жабық күйде реттегіш клапандарды өткізу максималды шығынның 5...10 %-нан аспайды.

89. Ро тексергенге дейін АСР жобаланып таңдалған реттегіш клапанның сәйкестігін бағалау мақсатында оларды тексеру есебі жүргізіледі, яғни ол арқы ортаның максималды шығынына сәйкес келетін РО максимады өту қимасын анықтаудан тұрады.

90. Бұл есеп бір фазалы ортада ағындарды автоматты түрде реттеу үшін мыналар қолданылады:

1) су (деаэратордағы және конденсатордағы АСР деңгейі);

2) дроссель кезінде қайнайтын су (регенерациялық жылытқыштардағы АСРдеңгейі);

3) сулы бу (деаэратордағы және турбинаның нығыздауыштарындағы АСУ қысымы).

91. №7 ЖҚЖ-тағы АСР деңгейі үшін есептеу мысалы осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес берілген.

92. Реттегіш клапандарды тексеріп қарау кезінде өту қимасының жарамды өлшемдері және клапанның жұмыс жүрісінің өлшемдері нақтыланады, буындасуда қателіктер мен люфттардың жоқтығына көз жеткізе отырып, нығыздауыш беттердің жағдайы тексеріледі. Клапан реттығынында ойылған терезелердің өту қимасының өлшемдері реттығынды айналдырып оралған қағаз парағына басылған баспа-таңбасы бойынша анықталады. Клапанның сыртында толық ашу және жабу көрсеткіші болады.

93. Құрастырудан кейін реттегіш клапанның жеңіл жүрісі тексеріледі.

94. Егер тексеру нәтіижесінде клапанның өту қимасының алаңы есеп бойынша талап етілетін (талап етілген алаңнан кем немесе 2 есеге көп) алаңға сәйкес келмейтіні анықталса, онда РО осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 1-кестеге сәйкес каталогтарды басшылыққа ала отырып алмастырылады.

Егер мұндай алмастыру мүмкін болмаса, онда қаралатын АСР үшін сызықты болып қабылданатын клапанның талап етілетін жұмыстық шығыс сипаттамасы бойынша (клапанның бұрылу бұрышынан немесе жүрісінен орта шығынының тәуелділігі) құрылымдық сипаты (клапанның бұрылу бұрышына немесе жүрісінен орта шығынының тәуелділігі), өту қимасның бағыты белгіленеді және клапан қайта бейінделеді.

95. Реттегіштерді қосу бойынша жұмыстарға дейін есептік жолмен клапандардың шығыс сипаттамасы бағаланады, әсіресе эксперименттік анықтама, яғни шығын өлшегіштердің болмауы салдарынан ұсыну мүмкін емес (жылытқыштардағы ретеуші калапанның деңгейі).

96. Егер шығын сипаттамасын құру және есептеу нәтижесінде реттегіш ауқым шегіндегі оның тіктігі 1,05 есеге ерекшеленеді, сондай-ақ берілген (сызықты) шығыс сипаттамасы бойынша құрылымдық сипатын және клапанның өту қимасының бағдарын анықтау жүргізіледі.

97. Олардың өту қимасын қайта бейіндей отырып, РО шығыс сипаттамасын түзету осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес орындалады.

98. Электр стансалары жағдайында өту қимасын қайта бейіндеу турбиналық жабдықтар үшін қолданылатын РО басым бөлігі үшін орындалады.

99. Реттегіш клапанмен АТ буындасуы қателіктерді және қажалуды қамтымайды.

100. АТ шығыс білігінің 90 градусқа бұрылуына шеткі жағдайлар арасында реттегіш клапанның толық жүрісі сәйкес келеді.

101. Люяттардың рұқсат етілген шамалары және АТ шығыс білігінің қозғалыстан шығуы дайындаушы-зауыттардың нұсқаулықтарында берілетін олардың техникалық сипаттамасымен реттеледі. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшадағы 1-кестеге сәйкес, Ат турбоагрегаттарының АСР-да қолданылатын АТ шығыс білігінің люфті 0,75 градустан аспайды, ал оның қозғалыстан шығуы -25 секунд толық жүру уақытымен АТ үшін шығыс білігінің толық жүрісінің 0,5 %, және 63 секунд толық жүру уақытымен АТ үшін 0,25 %-дан аспайды.

102. Буындасу РО бекітпесіне қолданылатын алмастыру күштерішағын болатындай және екі бағытта да шамамен бірдей болатындай етіп орындалады.

103. Ро шығыс сипаттамасы буындасу өзгерісі есебінен түзетіледі, бірақ бұл мүмкіндіктер шектелген. Егер РО шығыс сипаттамасы айқын болса, онда буындасу сипаттамасы (АТ қос иіннің бұрылу бұрышынан РО иінтірегінің бқрылу бұрышына тәуелді) шығыс сипаттамасының айқындылығы қаншалықта басым болса, буындасу сипаттамасының ойыстығы соғұрлым басым болатындай ойысты болады. Бұл "Жабық" күйінде қос иін мен атқару тетігі және күш арасындағы арасындағы РО бұрышы e осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 4г) және 5б)-суреттеніе сәйкес, максималды болады (бірақ 170 градустан артық емес). Сондай-ақ "Ашық" күйінде айналу сәті барынша азаяды.

104. Буындасуды таңдау арқылы РО шығыс сипаттамасын түзетілуі осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаға сәйкес орындалады..

3-параграф. Электрлік сызбаларды тексеру, автоматты және қашықтықтан басқаруды ретке келтіру

105. Электрлік сызбалар ретке келтіруден бұрын әзірленген принципиалдық және толығымен әзірленген сызбалар бойынша алдын-ала салыстырылған монтаждау сызбалары бойынша тексеріледі. Толық әзірленген сызбаны әзірлеу кезінде шартты белгілер болып қысқыштар, панельдер, шкафтар, құрастырымдар, стендттер, кабельдік байланыс нөмірлері белгіленген.

106. Монтаждаудың дұрыстығы тізбектердің "зыңылымен" тексеріледі. Бір панель шегінде орналасатын сымдар Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) сәйкес омметрдің көмегімен тексеріледі.

107. Кабельдер немесе панельдердің арасындағы тосқауылдар телефондық жиынтықтың көмегімен тексеріледі. Тексеруден бұрын ысмдар панельдердің және аппараттардың қысқыштарынан ажыратылады.

108. Іріктеп басқару сызбасына енгізілген РО АСР үшін РО-ға сәйкес келетін коды (нөмірді) теру арқылы іріктеп басқарудың жалпы тізбегінің сызбасы сынап көріледі. Ал объектіні таңдау релесі басқарудың тиісті бөліктеріне және ережелердің топтық көрсеткіштеріне коммутацияланады, сондай-ақ басқару объектісін таңдау туралы мнесызбада сигнал беріледі.

109. АТ-не кернеуді бергеннен кейін оларды қашықтықтан басқару ретке келтіріледі (бұдан әрі-ҚБ). Сондай-ақ:

1) Ат-нің Ро буындасуы тексріледі, қос иіннің шеткі жақтарына мехканикалық тіреулер орнатылады;

2) Ро орташа күйге орнатылады және "Қосу" және "Азайту" сигналын беру кезінде шығыс білігінің дұрыс айналуы тексеріледі. Іріктеп басқару сызбасына енгізілген АТ үшін сигналдарды беру басқарудың топтық кілтімен жүргізіледі, ал басқарудың жеке кілттерін иеленбейтін Ат үшін – кілтте орналасқан тиісті батырмамен жүргізіледі. Ат қос иінінің механикалық тіреулерге шығуы кезінде 1 минут ішінде осы күйде қолзғалтқыштың ажыратылуы тексеріледі.

БСПТ түріндегі микро ауыстырып-қосқыштардың жұдырықшалары орнатылады, яғни қос иіннің механикалық тірекке жанасуы кезінде ақырғы ауыстырып-қосқыштар мен жолдық ажыратқаштардың іске қосылуы үшін орнатылады.

ПБР қосқыштармен бірге АТ жұмыс жасау кезінде қосқыштардың кірісінде сигналдар болмаған кезде оның шығыс қысқыштарында кернеу болады. ПБР-2М түріндегі қосқыштарды қуат көзіне қосқан кезде кернеуді қуаттаушы фаза 1-қосқыштың қысқышына қосылады. Қосқыштың жанасқан магниттері бар басқару сызбаларында қосқыштар байланыстардың бір мезет тұйықталуын тексереді;

3) Пайдалану нұсқаулығына байланысты 0...90 градусты жұдырықша бағдары қолданылатын БСПТ-10 түріндегі ток күйінде сигнал беру блогы күйге келтіріледі, яғни Ро бастапқы күйге ауыстырылады, және жұдырықшаны тәуекел бойынша бағдардың бастапқы күйіне орнатады, сондай-ақ нөлге тең блоктың шығыс сигнал орнатылады, яғни реттегіш бұранданың көмегімен Ро түпкілікті күйге ауыстыралады, және реттегіш бұранданың көмегімен 5 Ма-ға тең шығыс сигналы орнатылады.

БСПТ күйге келтіру кезінде 0...5 мА немсе 0...7,5 мА өлшем шамасына арналған 0,5-тен төмен емес дәлдік класының тұрақты ток миллиамперметрі қолланылады;

4) Реттегіш органды бастапқы күйден түпкілікті күйге (КК көрсеткіші 0 және 100 % сәйкес келеді) ауыстыру кезінде күйін білдіретін көрсеткіштің (бұдан әрі - КК) (жеке немесе топтық) жұмысы тексеріледі;

5) басты назарды люфттер мен қозғалыстан шығарудың жоқтығына аудара отырып, бір шеткі күйден екінші шкүйге қашықтықтан ауысу кезінде АТ жұмысы тексеріледі. АТ шығыс білігінің люфті көзбен шолу арқылы немесе АТ люфті үшін рұқсат етілген 0,75 градуста шығыс білігі иінтірегінің ұшын ауыстыру бойынша анықталады, иінтіректің 205 мм ұзындығы барысындағы бұл ауысу 3,3 мм-ді құрайды. Люфт шамасының жоғары арту себебі тісті берілістің немесе кілтектегі люфттердің тозуы болып табылады. Ат шығыс білегінің қозғалыстан шығуы КК бойынша РО-нан АТ буындасуы кезінде анықталады (басқару кілтінен команданың әрекет етуі тоқтағаннан кейін КК пайызбен РО ауысу мәні бағаланады). Бұл мән шамалас болып табылады.Қозғалыстан шығудың арту себептері тезегіш тегершікке немесе тезегіш қалыпқа майдың тамуы немесе тежегішті күйге келтіруді бұзылуы болып табылады. Бірінші жағдайда майлау кетіріледі, екіншісінде - 2...2,5 мм шегінде электр магнитінің магнит өткізгіші мен зәкір арасында саңылаудың реттегіш сомындары арқылы МЭО қондырғысының электрлік магнитті тежегішін күйге келтіру жүргізіледі. РО-мен АТ толық люфті және қозғалыстан шығудың нақтыланған мәндері қажеттілігіне қарай жұмыс істеп тұрған жабдықта анықталады;

6) АТ оның шетжақты орналасуы арасындағы уақыт өлшенеді.

110. Автоматты басқару тізбегін тексеру реттілігімен жүргізіледі:

1) РО орташа күйге қашықтықтан орнатылады (50 % КК);

2) технологиялық бұғаттау (қорғау) автоматты басқару тізбегін үзбеуіне көз жеткізу үшін тексеріледі;

3) реттегіш құрылғыдан ауыспалы өлшеуіш түрлендіргіш тізбегі ажыратылады, реттегіш құрылғыда тетік (корректор) "Көбірек" жолымен индикатордың үздіксіз жарқырауы туындайды;

4) Іріктеуді басқару сызбасына енгізілген АТ үшін ол "Авт" батырмасын баса отырып автоматты басқаруға көшіріледі. Басқарудың жеке кілтін иеленетін АТ үшін басқару кілті "Авт" күйіне ауыстырылады. Бұл жағдайда РО ашылады, яғни РО-ның толық ашылуы кезінде жолдық ажыратқыштардың іске қосылуы тексеріледі. Егер РО жабылуды көздесе, оны тездетіп тоқтату керек, реттегіш құрылғыдағы тарамдар 7 және 9 қысқыштарға ауыстыру қажет және тексеруді қайталау керек ;

5) реттегіш құрылғыда "Меньше" индикатордың үздіксіз жарқырауы кезінде осыған ұқсас тексеру орындалады;

6) соңғы екі операцияның орындалуы қайталанады, технологиялық бұғаттаулардың (қорғау) іске қосылуын ұқсату кезінде "Қосу" және "Азайту" тарапына автореттегіштерді басқару тізбегінің ажырауы тексеріледі.

5-тарау. Реттегіштерді күйге келтіру параметрін есептеу

111. Реттегіштерді күйге келтіру параметрін анықтау бірнеше сатыдан тұрады. Алдымен ститикалық күйге келтіру параметрлері есептелінеді, содан соң қолда бар тәдірибенің арқасында динамикалық күйге келтіру параметрелері есептеледі немесе қабылданады.

112. Реттегішті алғаш болып қосудан бұрын бұл параметрлер реттегіш құрылғыда (РП4-М1 түріндегі) күйге келтіру органдарының көмегімен орнатылады. Сынама қосулар мен реттегіштерді сынау процеснде күйге келтіру параметрелері түзетіледі.

113. АКЭСАСР бір контурлы функционалдық сызбасы осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаға сәйкес 1-суретте берілген. АСР-ға РП4-М1 түріндегі реттегіш құрылғы, БРУ-32 түріндегі басқару блогы, ПБР-3М2.2 түріндегі іске қосу құрылғысы,

хабар беру коэффициентімен реттегіш параметрдің өлшеуіш түрлендіргіші, K_дп (АСР үшін қатаң кері байлагыспен) хабар беру коэффициентімен АТ ауыспалы өлшеуіш түрлендіргіші және и оперативный задатчик типа РЗД-12 түріндегі жедел тетік кіреді, ол жиынтығында реттегішті, сондай-ақ реттеу объектісін құрайды.

Қатаң кері байланысы бар бір контурлы АРС-да клапанның орналасу күйі бойынша тұйықтаушы қатаң кері байланысымен ішкі контурды және реттегіш параметрдің жағдайы бойынша тұйықтаушы басты кері байланысымен сыртқы контурды қамтиды. Осы контурлардың динамикалық күйге келтіру параметрлері бір-біріне тәуелсіз болып келеді.

114. Статикалық күйге келтіру реттегіш шаманы ұстап тұратын дәлдікті және орнатылған режимдердегі кіріс сигналының ара қатынасын белгілейді, ал динамикалық күйге келтіру – бір орнатылған режимнен екіншісіне өту кезінде уақыт барысында параметрлердің өзгеру сипатын анықтайды. Реттегішті күйге клтірудің бір органдары тек статикалық немесе динамикалық күйге келтіруге ықпал етеді, ал басқалары – реттеудің статикалық және динамикалық сипаттамасына бір мезетте ықпал етеді.

115. Осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшадағы 1-суретке сәйкес, АСР функционалдық сызбасында ретеуші құрылғығы арналған шеңберде реттегіштің статикалық және динамикалық күйге келтіру органдары көрсетілген. Осы органдарды тағайындау, сондай-ақ одан әрі сепету үшін қолданылатын параметрлерді шартты түрде белгілеу төменде берілген .

116. АСР-ға қатысты технологиялық талаптарды сипататйтын параметрлер:

1) , – реттегіш параметрдің ағымдағы және номиналды мәні, параметрлерді ретеу бірлігі (бұдан әрі–парам. реттеу бірл.);

2)D_зад – тетіктің әрекет ету ауқымы, парам. реттеу бірл.;

3)

– сезімсіз реттегіш, парам. реттеу бірл.;

4)

– реттеудің статикалық қателігі (әркелкілік) , парам. реттеу бірл.

117. Өлшеуіш түрлендіргіштер мен атқару тетіктерінің параметрлері:

1) D– реттегіш параметрдің өлшеуіш түрлендіргіші кіріс сигналының өзгеру ауқымы, парам. реттеу бірл;

2) d– реттегіш параметрдің өлшеуіш түрлендіргіші шығыс сигналының өзгеру ауқымы, мА;

3) – реттегіш параметрдің өлшеуіш түрлендіргішінің берукоэффициенті, мА/парам.реттеу бірл;

4) Т_см– АТ толық жүрісінің уақыты, секунд;

5) п– АТ орналасуы күйі, Жағдайын көрсетуші пайызы (бұдан әрі - % КК);

6) N– жолдық ажыратқыштардың арасында АТ жүрісінің ауқымы, % ЖК;

7) K_дп– АТ ауыспалы өлшеуіш түрлендіргіш берукоэффициенті, миллиАмпер/ Жағдайын көрсетуші пайызы (бұдан әрі - мА/% ЖК) (сандық).

118. АКЭСР-2 аппаратурасына арналған реттегіштерді күйге келтіру параметрлерінің органдары:

1) R7 –жедел тетіктің әрекет ету ауқымын анықтайтын резистор, МегаОм (бұдан әрі– МОм);

2)

,

– реттегіш параметрдің номиналды мәнін белгілейтін органдар, шығыс сигналы өзгерісінің ауқымдық %;

3)

– реттегіш параметр, бөлу бойынша сигналды масштабтау органы (бұдан әрі- бөлу),

4)

– АТ, ауыспалы өлшеуіш түрлендіргіштен туындайтын сигналды масштабтау органы, бөлу.;

5)

– шығыс параметрлерінің үйлеспеген сигналын масштабтау органы, бөлу;

6)

– реттегіш құрылғыны сезбейтін аймақ, кіріс сигналы өзгерісінің ауқымдық %;

7) Т_ф– фильтрдің тұрақты уақыты, секунд;

8)

_и– интеграциялаудың тұрақты уақыты, секунд;

9)

_п– реттегіш құрылғыны беру коэффициенті, секунд/% шығыс сигналы өзгерісінің ауқымы;

10) t_и – длительность интегральных импульсов, секунд.

119. Реттегіштерді статикалық күйге келтіру көлеміне:

1) реттеудің талап етілген статикалық дәлдігін қамтамасыз ететін реттегіш құрылғыларды күйге келтіретін органдардың орналасуын анықтау;

2) тетіктің әрекет ету ауқымын күйге келтіру (D_зад);

3) реттегіш параметрдің берілген номиналды мәнін сақтауға арналған аппаратураны күйге келтіру () жатады.

120. Реттеудің талап етілген статикалық дәлдігін қамтамасыз ететін реттегіш құрылғыларды күйге келтіретін органдардың орналасуын анықтау үшін реттегіш параметр бойынша сезімсіз реттегіштің

рұқсат етілген шамасы беріледі. Қатаң кері байланысы бар бір контурлы АСР үшін қабылданады:

(4)

121. сезімсіздігі және АКЭСР-2 аппаратурасына арналған реттеу құрылғыларын күйге келтіру органдары арасындағы тәуелділік мынадай тұжырыммен анықталады:

(5)

немесе, мұндағы:

(6)

Реттегіштің сезімсіздігін анықтайтын реттегіш құрылғыны статикалық күйге келтіру параметрлері

және

мынадай ара қатынасқа байланысты:

(7)

немесе

(8)

Яғни параметрлердің бірін анықтау үшін (мысалы, a

) басқа параметрді анықтау қажет

.

122. Тетіктің әрекет ету ауқымы D_зад немесе оны бөлу бағасы (D_зад/100 %) мәндерді пайдалану шарттары бойынша рұқсат етілген минималды шамадан максималды шамаға дейін реттегіш параметрдің жедел өзгеруін қамтамасыз ету мүмкіндіктеріне байланысты анықталады.

123. Қатаң кері байланысы бар бір контурлы АСР үшін қабылданады:

(9)

Әрі қарай тетіктің бөлу бағасын есептеуді қолайлы ету үшін D_зад мәні дөңгелектенеді.

124. АКЭСР-2 аппаратурасында РЗД-12 түріндегі реостаттық жедел тетік ішкі тетік арқылы РП4-У-М1 түріндегі масштабтандырылмайтын кіруге қосылады, оның ауқымы Dзад(мА) R7 ішкі тетіктің резистордың қарсыласуына байланысты:

(10)

1,2 МОм,d_зад= 0,5 мА тең дайындаушы зауытпен белгіленген қарсыласу резисторы R₇.

125. Тетіктің талап етілген әрекеттеу ауқымын анықтау үшін D_зад резистор 1,2 МОм қарсылауымен қарсыласуы төмендегі формула бойынша анықталатын резисторға ауыстырылуға тиіс (МОм):

(11)

мұндағы

(8) формуласы бойынша қабылданды немесе анықталды.

126. Бір контурлы тұрақтандырғыш АСР іске қосқанға дейін аппаратура параметрінің берілген номиналды мәнін сақтауға бағытталады. Осы мақсаттар үшін АКЭСР-2 апппаратурасында

0 ден 90 %-ға дейін әрбір 10 % және потенциометрмен

межелігі (-10...0...+10) % дискретті мәнді қайта қосу мәнін анықтай отырып, ішкі задатчик қоланылады.

Тиісінше АКЭСР-2 аппаратурасы үшін мәлім болған мән кезінде

:

(12)

127. Турбинаны нығыздауға арналған бу қысымын реттегіштер үшін қысымды өлшеу нүктесінен төмен орнатылатын реттегіш параметрлердің өлшеуіш түрлендіргіштері параметрдің берілген мәнін сақтап қалуға қатысты күйге келтіруде біріктіргіш желіде сұйықтық бағанасының салмағы ескеріледі. Олай болса,(МПа) орнына (12) формуласына мыналарды қояды:

(13)

Мұндағы

h_Л –қысымды өлшеу нүктесі мен өлшеуіш түрлендіргіш мембранасы (серіппе) арасындағы тік ара қашықтық, м.

128. Нормаланған сигналдармен жұмыс жасау кезінде РП4-М1 түріндегі здатчиктің 4...20 мА ішкі сигналы 4 мА кіріс сигналын компенсациялау үшін қолданылады, онда О, У ұяшықтарындағы кернеу (0

2,5) миллиВольт (бұдан әрі – мВ) тең.

129. Қысымды реттегіштерді және деңгейдің ішкі контурын реттегіштерді динамикалық күйге елтіру параметрлері болып табылады:

1) реттегіштің пропорционалдылық коэффициенті (ішкі контур);

2) интеграциялаудың тұрақты уақыты;

3) интегралды импульстің ұзақтығы.

130. РП4-М1 және ИМ түріндегі реттегіш құрылғылардан, АТ ауыспалы өлшеуіш түрлендіргішнен құралған осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшадағы 1-суретке сәйкес, қатаң кері байланысы бар бір контурлы АСР ішкі контурының (% КК/% КК) пропорционалдылық коэффициенті:

(14)

131. Қабылданған немесе белгіленген (8) формуласы бойынша бір контурлы тұрақтындырғыш реттегіштің пропорционалдылық коэффициенті

АКЭСР-2 аппаратурасын беру

_п, коэффициентін күйге келтіру органымен белгіленеді, ал

_п, қоспағанда,қатаң кері байланысы бар бір контурлы АСР ішкі контурының пропорционалдылық коэффициенті

күйіне байланысты болып келеді.Интеграциялаудың тұрақты уақыты

_и және интегралды импульстің ұзықтығы t_и реттегіш құрылғылардың тиісті күйге келтіру органдарымен белгіленеді.

132. Деаэратордағы қысымды ретттегіштерді динамикалық күйге келтіру органы қисық бойынша объектінің екпінін немесе эксперименттігін анықтайды. Нығыздауға арналған бу қысымын және деңгейлерді реттегіш ішкі контурды реттеу үшін динамикалық күйге келтіру параметрлері тек тәжірибелік жолмен анықталады.Деңгейлерді реттегіштер үшін осы параметрлерді анықтау істен шыққан жабдықта алдын ала T_ф, мәнін бере отырып, яғни АТ және РО буындастыра отырып, жүргізіледі.

133. Клапанның орналасу күйі бойынша қатаң кері байланыспен деңгейді реттегіштер үшін ішкі контурды реттеу тұрақтылығы мен сапасы реттегіштің пропорционалдылық коэффициентімен (процент Указателя Положения / параметрлерді реттеу бірл. (бұдан әрі- % УП/парам. peт. бірл.)) анықталады.

Осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшадағы 1-суретке сәйкес, АКЭСР-2 аппаратурасы үшін:

(15)

Назарға ала отырып, яғни және K_дп = 0,05 мА/% УП:

(16)

d= 5 мА шығыс сигналының өзгеру ауқымымен реттегіш параметрлердің өлшеуіш түрлендіргіштерді АКЭСР-2 аппаратурасымен пайдалану кезінде:

(17)

Деңгейді реттегіштер реттегіш орган жағдайының өзгеруін қамтитын турбина жүктемесінің өзгерісі кезінде мынадай тәуелділікпен байланысты реттеудің сатикалық қателігі (әркелкілік)

, туындайды:

(17)

134. (мысалы,

өзгеріссіз болғанда

артуымен) азаюы реттеу процесінің тұрақтылығын арттырады, сондай-ақ осы Әдістемелік нұсқөаулықтығ 2-тарауы 5 параграфына сәйкес, рұқсат етілген технологиялық шамалардан асатын реттегіш параметрдің

әркелкілігі де артады.

135. Тиімді мән(әркелкілік) қаралатын АСР үшін объектінің қисық екпіні бойынша анықталады, бұл параметр динамикалық сипаттамалар бойынша есептелмейді.

136. Тәжірибеде конденсаторда деңгейді реттегіш үшін рететудің әркелкілігі 100...300 мм (1...3 кПа, 100...300 кгс/м²) беттік түрде ЖҚЖ және ТҚЖ-та, 400...600 мм (4...6 кПа, 400...600 кгс/м²) деаэраторда және аралас түрдегі ТҚЖ-та 200...400 мм (2...4 кПа, 200...400 кгс/м²) тең қабылданады, бұл деңгейді реттегіштер үшін мынадай мәндерге сәйкес келеді:

1) конденсаторда 0,5...0,25 пайыз/миллиметр (бұдан әрі - %/мм), ТҚЖ және ЖҚЖ-та беттік түрдегі 1,0...0,33 %/мм;

2) ТҰЖ аралас түрдегі және деаэраторда 0,25...0,17 %/мм. Көрсетілген әркелкілік кезінде әдетте деңгейдә реттеудің қанағаттанарлық сапасы қамтамасыз етіледі.

137. Сигналды масштабтау органы мен Ат ауыспалы өлшеуіш түрлендіргіші арасындағы тәуелділік, сондай-ақ әркелкілік мынадай формуламен анықталады:

1) АКЭСР-2 аппаратурасы үшін:

(19)

2) d= 5 мА кезінде:

(20)

138. Егер жолдық ажыратқыштар арасындағы АТ жүрісінің ауқымы N= 100 % болса,

(21)

139. Жоғарыда берілген формулаларды қарастыру, реттегіштердің статикалық және динамикалық күйге келтіру параметрлері өзара бір-бірімен байланысты екенін көрсетеді. Күйге келтірудің есептік параметрлері цифрлық белгілермен тиісті межелік шегінен аспайды, керісінше жағдайда, берілген жаңа деректермен қайта есептесу жүргізіледі.

140. Барлық жағдайларда, күйге келтіру органдарының есептік мәні келесіде түзету мүмкіндігі болу үшін күйге келтіру ауқымының ортасында болуына үшін тырысады.

(1...1,2) % және Т_ф

(4...5) секунд белгілеу реттегіш құрылғының динамикалық параметрлеріне ықпал етеді.

141. Қатаң кері байланыспен реттегіштерді күйге келтіру параметрлерін анықтауға арналған есептік формула осы Әдістемелік нұсқауларға 5-қосымшаға сәйкес, 1-кестеде берілген.

6-тарау. Реттегіштерді қосуға дайындау

142. Реттегіштерді қосуға дайындау реттегіш аппаратураға, реттегіш параметрдің және АТ өлшеуіш түрлендіргішіне кернеуді бергеннен кейін 30 минуттан кейін басталады.

1-параграф. Реттегіш құрылғыларды дайындау

143. Реттегіш құрылғыларды дайындау зауыттық нұсқаулыққа сәйкес, олардың жалпы жұмыс қабілеттілігін бағалауды қамтиды.

144. Реттегіш құрылғыларды дайындау кезінде жедел (шығару) тетіктерді және өлшеуіш түрлендіргіштерді фазалау тексеріледі.

145. Тетікті фазалау тетіктің орналасу күйі оның шкаласы бойынша арттыру тарапына қарай реттегіш параметрдің ұлғая түсу бағытына реттеу органын ауыстыруға және керісінше әкеп соқтыратын реттегіш құрылғы индикаторының жалындауын тудыратындай болады. Деаэраторда деңгейді және қысымды реттегіштер үшін, сондай-ақ турбинаны нығыздауға арналған бу қысымы тетіктің тұтқасын сағат тілі бойынша бұруы "Көбірек" индикаторының жалындауын білдіреді; ал ТҚЖ, ЖҚЖ –тағы және конденсатордағы деңгей реттегіштер үшін – "Азырақ" индикаторын білдіреді. Егер бұл шарт орындалмаса, реттегіш панелі реостатты тетіктерден шығатын шеткі тарамдары өзгереді.

146. Қысымды реттеуге арналған істен шыққан жабдықта реттегіш параметрлердің өлшеуіш түрлендіргіштерін фазалау үшін реостатты тетік орташа қалыпқа орнатылады, реттегіш құрылғы параметрдің берілген мәнін сақтау үшін күйге келтіріледі, және тұтқа a^рп есептік жағдайға енгізіледі. Сондай-ақ "Көбірек" индикаторы жанып тұрады (немесе жанған күйде қалады). Енгізілген a^дп тұтқасы кезінде деңгей өлшеуіш түрлендіргіштерді фазалау үшін дәл сондай операциялар орындалады, және дифференциалдық манометрдің плюс және минус камераларындағы жылу алмастырғышта қысымды теңестірумен жоғары деңгей имитацияланады. Сонымен қатар деаэратордағы деңгейді реттегіш үшін реттегіш құрылғыда "Азырақ "индикаторы жанып тұрада (немесе жанған күйде қалады), ал ТҚЖ және ЖҚЖ, конденсаторда деңгей реттегіштер үшін – "Көбірек" индикаторы жанады. Егер жоғарыда берілген шарттар орындалмайтын болса, өлшеуіш түрлендіргіштердег шығатын екі сым кей жерлерде реттегіш панельдерде өзгереді.

147. Ат ауыспалы өлшеуіш түрлендіргіштерін фазалау үшін:

1) тексеріледі, яғни АТ бір шеткі жағдайдан екінші шеткі жағдайға ауысуы кезінде өлшеуіш түрлендіргіштегі ток 0

0,1-ден 5

0,1 мА дейін өзгереді;

2) аралық жағдайға реттегіш орган орнатылады;

3) 0,1...0,2 жағдайына a^дп енгізіледі және реттегіш құрылғы теңгеріледі;

4) реттегіш органнның жағдайы қашықтықтан өзгереді.

148. Егер реттегіш органды ашқан кезде "Азырақ" индикаторы, ал оны жапқан кезде "Көбірек" индикаторы жанатын болса, ауысудың өлшеуіш түрлендіргіші дұрыс жазаланған, керісінше жағдайларда реттегіш панельдер өлшеуіш түрлендіргіштен шығатын сымдардың кей жерлерінде өзгереді.

2-параграф. Деңгей мен қысымның өлшеуіш түрлендіргішін дайындау

150. Дайындыққа мыналар жатады:

1) біріктіргіш желілерді үрлеп тазарту;

2) біріктіргіш желілерді және ыдыстарды конденсатпен толтыру;

3) өлшеуіш түрлендіргіштің нөлін түзету;

4) өлшеуіш түрлендіргішті жұмысқа енгізу.

149. Деңгейді өлшеуіш түрлендіргіштердің біріктіргіш желілері 6 және 7 үрлеме тетіктерді аша отырып, және осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшадағы 4-суретке сәйкес 4 және 5 бастапқы тетіктерді бірсарынды аша отырып коллекторда үрлеп тазартылады.

150. Біріктіргіш желілерде үрлеме тетіктер болмаған жағдайда, өлшеуіш түрлендіргіш желіден ажыратылады немесе үрлеп тазартатын желілерде бітеуіштер ашылады.

151. Вакуумдағы өлшеуіш түрлендіргіштер үшін (конденсаторда, ТҚЖ-та деңгей реттегіштер) толықтырулық желілері осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 1 және 2-суретке сәйкес, бастапқы тетіктен кейін ойып орнатылған жағдайда плюстік біріктіргіш желінің үрлеу 7 бітеуішке немесе бастапқы өлшеуіш түрлендіргішке сәйкес келетін плюстік желі арқылы 4-ші бастапқы тетікте жабық күйінде 8-ші толықтыру тетігін ашу жолымен жүргізіледі. Минустық біріктіргіш желіде үрлеу жылу алмастырғышта деңгей жеткілікті болған жағдайда (вакуум болғанда) істен шаққан жабдықта жүргізіледі.

152. Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшадағы 4-суретке сәйкес, манометрлер өлшеуіш түрлендіргіште ашық 3-ші ілмекті тетікте және 4-ші бастапқы тетікті бірсарында ашумен 7-ші үрлеп тазартатын тетікте үрлеп тазартылады.

153. Ыдыстарды толтыру және деңгей өлшеуіш түрлендіргіштерінің плюстік біріктіргіш желілерін толықтыру үшін ТҚЖ-та және конденсаторда толықтырулық тетік ашылады. Сондай-ақ толықтыру суы қысымы жүйесін қысыммен тексеру жүргізіледі, ол үшін бастапқы тетіктер жабылады, Метран-45-ДД (барлық жүйені мұқият қарау кезінде) бергіш тетіктерінің аралық жағдай орнатылады.

154. Қысым әсеріндегі біріктіргіш желілерді және ыдыстарды конденсатпен толықтырғаннан кейін 1...2 сағат ішінде үрлеу пайда болады. Бұл процесті жеделдету үшін бастапты түрлендіргіштердің плюстік желілері Метран-45-ДД бергіш тетіктердің аралық жағдайына орната отырып, конденсатпен ішінара толықтырылады.

ПВД ыдыстарын конденсатпен толтыруды жеделдету үшін кейде ыдыстарды қосудың жоғарғы нүктесінен жоғары жылытқышта деңгей артады.

155. Нөлдік корректордың көмегімен қуаттаудың өлшеуіш түрлендіргішіне қосқаннан кейін 30 минуттан соң өлшенетін параметрлердің нөлдік мәніне сәйкес келетін өлшеуіш түрлендіргіштің шығыс сигналы орнатылады (0 немесе 4 мА манометрде мен перепадомерлер үшін, 5 мА деңгей өлшеуіштер үшін)

Ол үшін:

1) Метран-45-ДД деңгейіндегі бергіштер үшін дифференциялдық манометрдің тетіктерін сағат тілі бойынша соңына дейін дәйекті түрде айналдыра отырып, вентильді блок жабылады (дифференциалдық манометрдің плюстік және минустық камералары арасындағы теңгермелік желі ашылады);

2) Осы Әдістемелік нұсқауларға 1-қосымшадағы 4-суретке сәйкес, Метран-45-ДД, МТ100Р қысым бергіштері үшін 3 және 4-ші тетіктер жабылады, 7-ші үрлеп тазарту тетігі ашылады.

156. Өлшеуіш түрлендіргіштерді және біріктіргіш желілерді конденсатпен толтыру кезінде оның ішінде ауаның көпіршіктері қалып қояды, сондықтан 2 тәулік ішінде кемінді 1 мәрте өлшеуіш түрлендіргіштің нөлін түзету ұсынылады. Дайындаушы-зауыт 2 тәулік ішінде 1 мәртеден келесі 10 тәулік ішінде өлшеуіш түрлендіргіштің нөлін түзетуді жүргізу ұсынылады.

157. (Метран-45-ДД) деңгей бергіштерін бір тарапты статикалық қысыммен қоюды болдырмау мақсатында, олардың жұмысына қосу былайша жүргізіледі, яғни бергіштің тетігін сағат тіліне қарама-қарсы барынша бұра отырып (плюстік және минустық камералары арасындағы теңгермелік желі жабылады) вентильді блок ашылады.

158. Жабық үрлеме тетікте және өлшеуіш түрлендіргіштің ашық ілмекті тетікте манометрлерді енгізу үшін бастапқы тетік бірсарынды түрде ашылады.

159. Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшадағы 2-суретке сәйкес, өлшеуішті түрлендіргіштерді жұмысқа қосқаннан кейін вакуумен жұмыс жасайтын өлшеуіш ыдыстардағы конденсатпен тұрақты толықтырулық штурвалдың айналымында 1/4 - 1/8 ашық, дроссель шайбасы немесе 8-ші тетік арқылы сақталады.

7-тарау. Реттеудің автоматты жүйесін жұмысқа енгізу

160. Төменде АСР жұмысқа енгізу бойынша операцияларды (кезеңдер) кезеңімен орындау көрсетілген, олар басты жабдықта реттегішті алғаш қосқан кезден бастап толық көлемде орындалады.

АРС қайта қосқан жағдайда және осыған ұқсас жабдықта АСР күйге келтіру бойынша деректер болған жағдайда, күйге келтірудің кейбір параметрлері бастапқы параметрлер ретінде қабылданады (тиісті есептеулерді орындамастан немесе реттегіштерді қосу бойынша кезеңсіз) және қажеттілігіне қарай нақтыланады.

1-параграф. Реттегіш параметрді пульсациялаудан шеттету

161. Бұл операция энергоблок жүктемесінің тқрақты мәнінде және негізгі жабдықтың қалыпты жұмыс жасауында жүргізіледі. Қашықтықтан реттегіш параметрдің берілген мәні орнатылады (жүктеменің берілген мәні кезінде реттегіш клапанның жағдайын ескере отырып, деңгей реттегіштер үшін және есептік әркелкілік үшін).

162. Реттегіш құрылғыларда мыналар орнатылады (РП4-М1 түрі үшін):

1) осы Әдістемелік нұсқаулардың 8-тарауына сәйкес, реттегіштерді күйге келтірудің есептік параметрлері, Т_ф,

_и оларды тиісті мәндеріне сәйкес келетін жағдай,

_п - жағдайда "

";

2) орташа жағдайдағы жедел тетіктер.

және

тұтқаларымен реттегіш құрылғылар теңгеріледі.

163. Егер тегерілгеннен кейін индикатор шамдары 1 минутына 3 ... 4 рет сөнетін болса, осындай үйлесімділікте 1 минутына 3...4 мәртеге дейін пульсациялауды жою бойынша операциялар орындалады:

1) потенциометрдің тұтқасы Т_ф 1 секунд аралықпен 5 секундке дейін рұқсат етілген шамаға дейін пульсациялау деңгейінің төмендеуін бақылай отырып енгізіледі;

2) егер демферді 5 секундына дейін қосқан жағдайда пульсациялау жойылмаса, потенциометрдің тұтқасы

1 – 1,2 % дейін енгізіледі, содан соң әлі де болса рұқсат етілмеген пульсацияларды жою үшін тұтқаның

^рп ір бір өзгерген жағдайынан кейін реттегіш құрылғыны теңдестіре отырып, тұтқаның

немесе

(жарамды

, себебі күйге келтірудің есептік параметрлерін түзету талап етілмейді) жағдайы азаяды.

164. Екінші операцияны орындау кезінде реттегіш құрылғының жалпы сезімсіздігінің артуы есептеу кезінде қабылданған

мәннен 2 еседен артық аспайды.

Бірінші операцияны орындау беттік түрдегі ТҚЖ-та сондай-ақ бірінші және екінші операциялар – ТҚЖ-ғы аралас түрдегі деңгейді пульсациялауды жою үшін жеткілікті болып табылады.

2-параграф. Реттегіштердің күйге келтірудің есептік параметрлерін түзету

165. Егер реттегіш параметрлердің пульсациясы демпферді енгізу арқылы жойылатын болса, онда есеп бойынша белгіленген күйге келтіру параметрлері өзгермейді.

166. Егер пульсация потенциометрді Т_ф,

енгізу арқылы немесе

^рп, жағдайын азайтумен жойылған болса, онда (6) және (7) формулаларды пайдалана отырып, реттегіштің сезімсіздік нақты жаңа мәні анықталады және

немесе

(5) формуласы бойынша салыстырылады.

167. Егер лүпіл Т_ф,

енгізу арқылы және тұтқаның жағдайын

_рп, азайтумен жойылған болса, онда (6) және (7) формулаларды пайдалана отырып, (11) формуласы бойынша R7 резистор номиналының өзгеруімен

тұтқаның жағдайы, сондай-ақ (20) формуласы

^дп тұтқаның жағдайы түзетіледі.

168. Реттегіштердің күйге келтіру органдарының түзетілген мәндері аппаратурада орнатылады.

3-параграф. Реттеудің тез іске қосылатын контурын динамикалық күйге келтіру параметрін анықтау

169. Реттеудің тез іске қосылатын контурларына деаэратордағы қысым АСР және нығыздауға арналған бу қысымы, сондай-ақ деңгей реттегіштердің ішкі контуры жатады.

170. осы контурлардың динамикалық күйге келтіру параметрелері (АКЭСР-2 аппаратурада) интегралдаудың тұрақты уақыты

_и, интегралды импулсьтың ұзақтығы және K_п қысымды реттегіштің пропорционалдық коэффициенті немесе

деңгей реттегіш ішкі контур болып табылалы. Күйге келтіру органы болып реттегіш құрылғының

_п беру коэффициенті табылады.

171. Қаралатын АСР үшін алдын-ала бастапқы мән

_и осы Әдістемелік нұсқаулардың 7-тарауының 1-параграфында белгіленген Т_ф мәніне байланысты, сондай-ақ осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1-кестеге сәйкес таңдалады.

Реттегіш құрылғылардың автотербеліс редимін болдырмас үшін күйге келтіру органдары үшін ара қатынас сақталады:

(22)

172. Реттегіш құрылғылардың қалыпты жұмыс жасауы жағдайында оңтайлы мәндерді іздестіруді кеңейту үшін

_п бастапқы мән ретінде t_и= 0,2...0,3 секундтар мән ретінде беріледі, реттегіш автотербеліссіз жұмыс жасайтын

_п мән ауқымы белгіленеді, және бастапқы мән ретінде осы ауқымның ортасындағы

_п мәні алынады.

173. Реттегіш құрылғыларда реттегіш параметрлердің қашықтық қалыпты мәнін орнатқаннан кейін реттегіштерді күйге келтірудің түзетілген параметрлері орнатылады (

_рп = 0 деңгей реттегіштерінен қоспағанда) және оларды теңдестіру жүргізіледі. Әрі қарай оларға Т_ф тұтқаның жағдайы орнатылады және динамикалық күйге келтірудің бастапқы параметрлері осы Әдістемелік нұсқаулардың 172-тармағына сәйкес нақтылануға жатады.

174. Реттегіштер негізгі жабдықтың қарапайым режимінде іске қосылады. Іске қосқаннан кейін автореттегіштердің жұмысын бақылау РО жағдайды көрсеткішінің қалқанды аспаптары бойынша және реттегіштің индикаторлық шамдары бойынша жүргізіледі.

175. Реттегіштердің динамикалық күйге келтірудің оңтайлы параметрлерін анықтау үшін 10 % -ға тетікпен ауытқу беріледі және өтпелі процес нысаны бойынша күйге келтіру параметрлері түзетіледі.

176. Деңгей реттегіштің және нығыздауға арналған бу қысымыг реттегіштің ішкі контурын оңтайлы күйге келтіру кезінде тетікпен ауытқудан кейін реттегіш бір-екі қосуда қайта реттеусіз жаңадан орнатылған жағдайға клапан осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1а)-суретке сәйкес ауыстырылып қойылады.

177. Нығыздауыш коллекторында қысымды өзгерту кестесі реттегіш клапанның орын ауыстыру кестесін қалтқысыз қайталайды, сондықтан нығыздауға арналған бу беруді реттегіштердің динамикалық күйге келтіру параметрлері рететуші клапанның орын алмасу сипатын бағалай отырып таңдалады.

178. Деаэратордағы қысымды реттегіш максималды жылдамдықпен жеделдетіп күйге келтіру кезінде және қайта реттеусіз осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1б) –суретіне сәйкес, қысымның жаңа мәнін белгілейді. Процесті болмашы ғана қайта реттеуге жол беріледі. Реттегіштің өтпелі процестерінің сапасын бағалау кезінде деаэратордағы қысым ескеріледі, яғни объектінің инерциялылығы салдарынан реттегіш орган жағдайының қисық өзгеруі және деаэратордағы қысым әртүрлі сипатты қамтиды.

179. Егер өттпелі процес кестесі жеделдетілген кестеден ерекше болса, өтпелі процестің түрі бойынша олардың қай бағытта өзгеруін анықтай отырып, динамикалық күйге келтіру параметрлері түзетіледі.

Дәлірек айтқанда, мыналарды басшылыққа алады:

1) егер бір-екі қосудан кейін реттегіш тетікпен берілген ауытқуды өңдейді, бірақ осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1-суретке сәйкес, өшпелі немесе баяу өшетін тербеліс режиміне кіреді, не болмаса қосу көлемінің басым санымен ауытқуды өңдеуге қолжеткізе отырып,

_п азаяды;

2) егер реттегіш РО-ды осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1г) суретке сәйкес, қайта реттеусіз қосулардың басым санынан кейін жаңа жағдайға алып келеді, немесе

_п азаяды. Егер процес уақыт бойынша созылып кетсе, онда интеграциялау уақыты шамадан тыс артық;

3) егер реттегіш бірнеше қосудың арқасында қайта реттелген ауытқуды өңдейтін болса, содан соң осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1д) суретке сәйкес, дәл сондай бірнеше қосулардың арқасында орнатылған жағдайға қайтып келетін болса, онда интеграциялау уақыты артады;

4)егер реттегіш клапанды жаңадан орнатылған жағдайда жеткізбей кері тарапқа қосылатын болса, осы Әдістемелік нұсқауларға 6-қосымшадағы 1е) суретке сәйкес, онда интеграциялау уақыты азаяды.

180. Реттегіштің күйге келтіру параметрлерін түзету кезінде әрбір өзгеріс

_п және

_и оларды көршілес жағдайға орната отырып, тиісті ауыстырып-қосқыштармен жүргізіледі, содан соң тетікпен ауыстқу қайта беріледі және өтпелі процестің сапасы тексеріледі.

181. Реттегіштің тиімді күйге келтіруін анықтаған кезде өтпелі процестің соңында рұқсат етілмеген автотербелістер пайда болады. Олар шақыртылады не болмаса жеке автотербеліс аймағында реттегіш құрылғылардың жұмысымен немесе Ат жоғары қозғалыстан шығуымен не болмаса люфттермен шаөыртылады. Бірінші жағдайда

_п артады немесе 0,1 секундке дейін импульстің ұзақтығы t_и азаяды, яғни егер бұл шаралар қалаған нәтижелерді бермесе импульсінің осындай ұзақтығында АТ ауыстырылады, яғни потенциометрмен

реттегіштің сезімсіздігі артады.

182. Ат жоғары қозғалыстан шығуы немесе маңызды лююфттардың болуы кезінде оларды жоюға қатысты шаралар осы Әдістемелік нұсқаулардың 11-тармағына сәйкес қабылданады.

4-параграф. Деңгей реттегіштің сыртқы контурын баптау

183. Реттеу құрылғыларда есептік немесе түзетілген мән

^рп белгіленеді, құрылғы балансталады және автоматты басқаруға қосылады.

184. Бергіш деңгейді 50...100 мм (0,5...1,0 кПа; 50...100 кгс/м²) деңгейге өзгертуге алып келетін түзетуді салады.

Ішкі контурды дұрыс баптаған кезде реттегіштің қосымша баптауы талап етілмейді және деңгейдің жаңа мәні азғана қайта реттеп белгіленеді.

185. Егер реттегіш деңгейі бойынша жоғары тербелумен жұмыс істесе, реттегіш пропорционалдығының коэффициенті ішкі контур баптауын кейіннен түзетіп қолсаппен

^дп қалпын арттырып азаяды (біркелкісіздік артады).

5-параграф. Турбина жүктемесін өзгертудің барлық ауқымында АСР жұмысын тексеру

186. Турбина жүктемесін өзгертудің барлық ауқымында АСР жұмысын тексеру кезінде рұқсат етілген технологиялық дәлдігі бар реттелетін параметрлерді қолдауға және оның рұқсат етілген шекте өзгеруіне баса назар аударылады.

187. Реттелетін параметрлер бойынша өтпелі процестер аз тербелушілікпен немесе оның жоқтығымен сипатталады. Турбина жүктемесінің тұрақты мәні кезінде реттегіш құрылғыны іске қосулар саны орташа алғанда 1 минутқа 6 қосудан аспайды.

188. Қажет кезде реттелмелі ағындағы шығын өлшегіштер болған жағдайда РО жұмыстық шығын сипаттамасы анықталады. Реттейтін органның шығын сипаттамасы бойынша оның жабық қалыпта өтуі, ал РО кері жүрісі мен тікелей сипаттамасы бойынша оның РО-мен бірлескен ОМ толық люфтінің мәні анықталады.

189. Турбинаның номиналды жүктемесі кезінде деңгейді реттегіштер клапаны 70...80 % толық жүріске, деаэроторда қысым реттегіш клапан 40...50 %, ал турбинаның бос жүрісінде турбинаның нығыздалуына бу беруді реттейтін клапан 70...80 % жүріске ашылады.

190. РО жеткіліксіз өткізу қабілеті жағдайында өту қимасы артады. Клапанның шамадан тыс өткізу қабілеті жағдайында оның жүрісінің бір бөлігі ғана пайдаланылады, ОМ шығу білігінің 90 градусқа бұрылуы қажет шекте шығын реттегіштің өзгеруі қамтамасыз етілетіндей немесе клапан жүрісін жол ажыратқыштар шектеу орындалатындай буындау бапталады. Бұл ретте реттеудің біркелкісіздігі (19) және (21) формулаларды пайдаланып қайта есептеледі және қажет кезде, реттегіш құрылғыны басптау органдарының қалпын өзгертіп түзетіледі.

8-тарау. АСР-ге тән ақаулықтар және оны жою әдістері

191. АСР-ге тән ақаулықтар және оны жою әдістері осы Әдістемелік нұсқауларға 7-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес.

9-тарау. АСР жабдығын тексеру, реттеу, баптау кезінде қауіпсіздік техникасы

192. АЕЖ жабдығын тексеру, реттеу, баптау кезіндегі қауіпсіздік техникасы Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) сәйкес сақталады.

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 1-қосымша

1-сурет. К-300-240-3 турбинасының ұштық нығыздауына бу беруді автоматты реттеу сұлбасы:

РД-1 және РД-2 – қысым реттегіштер; Д – өлшегіш түрлендіргіш;

ОМ – орындаушы механизм; РК-1 және РК-2 – реттегіш клапандар.

2-сурет. К-300-240-3 турбинасын конденсациялық-регенеративті қондырғысын автоматты реттеу сұлбасы:

1 – қазандық; 2 – турбина; 3 – конденсатор; 4 – деаэратор; 5 – бустерлік сорғылар; 6 – қоректік электр сорғы; 7 – қоректік турбосорғы; 8 – 2-сатылы конденсатты сорғылар; 9 – 1-сатылы конденсатты сорғылар; 10 – нығыздау буын салқындатқыш; 11 – булауды салқындатқыш; 12 – блоктық тұзсыздандыру қондырғысы; РУ, РП және ҚР –сәйкесінше, деңгей, қорек беру және қысым реттегіштер.

3-сурет. Жылу алмасқыштағы су деңгейін реттеудің статикалық сипаттамасы:

а – төгу клапаны бар (конденсаторда, жылытқышта, салқындатқышта); б – реттегіш қорек клапанымен (деаэраторда); d – реттеудің статикалық қателігі (біркелкісіздік).

4-сурет. Т-100/110-130 турбинасын ретеу мен қорғаудың электргидравликалық жүйесінің біріккен сұлбасы

АСК – тоқтатқыш клапанның автобітеуіші; СРКВД –жоғары қысымды реттегіш клапанының сервоматоры; СРДНД –төмен қысымды реттегіш диафрагманың сервомоторы; ЦВД, СЦД, ЦНД – сәйкесінше жоғары, орташа, төмен қысым цилиндрлері; ПСГ-1, ПСГ-2 – желі суын жылытқыштар (біріші мен екінші сәйкесінше; К - конденсатор; ГР – генератор; ИС- инженерлік станса; ОС – операторлық станса; ПТК АСУ ТП –технологиялық процестерді басқарудың автоматтандырылған жүйесінің бағдарламалық-техникалық кешені; АПУ апатты басқару пульті; ГЩУ - негізгі басқару қалқаны; ШБП – үздіксіз қорек беру шкафы; ЭПМ – электрмеханикалық түрлендіргіш.

5-сурет. Басқару және қорғау блогы:

БЗЗ – бөліп таратуды қорғау блогы; БСК – соленоидты клапандар блогы; БПЗЗ – қорғаудың аралық бөліп тарату блогы; БЗУ – бөліп таратуды басқару блогы.

6-сурет. Деңгей мен қысымды реттеу сұлбасы:

РП4-М1 – реттегіш құрылғы; БРУ-32 – қолмен басқару блогы; ПБР-3М2.2 –реверсивті түйіспесіз іске қосқыш; БСПТ-10 – бірегейленген шығуы бар шығу білігі қалпының сигнал беру блогы (0 - 5; 0 - 20; 4 - 20 мА); Метран-45-ДИ –деаэратордағы қысым бергіш; Метран-45-ДД –деаэратордағы деңгей бергіш; МЭО –электрлі орындау механизмі; 1 - 7 – шұралар; 8 – жинақтағыш с.н.; 9 – оттықты кеңейткіш; 10 – үрлеу жинақтағышы; 11 –турбинаның КНД нығыздауына бу; 12 – қыздыру буының конденсаты; 13 – буды салқындатқыштан негізгі конденсат; 14 – бустер сорғыға; 15 –конденсаторға тұзсызданған су; 16 – үрлеу жинағышы

1-кесте.

Негізгі ИМ атаутізімі мен техникалық сипаттамасы

Электр орындау механизмінің типі	Басқару құрылғысы қозғалтқышының типі	Білікке шығуы бар номиналды айналу моменті, Н*м	Шығу білігінің толық жүрісінің номиналды уақыты, секунд			Шығу білігі номиналды толық жүрісі, айналыммен
1	2	3	4			5
МЭО-100/25-0,25-87	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 немесе ФЦ-0610, немесе ПБР-3	100	25			0,25
МЭО-250/25-0,25-87	2ДСР-135-4,5-136, ФЦ-0620 немесе ФЦ-0610, немесе ПБР-3	250		25	0,25
МЭО-250/63-0,25-87	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 немесе ФЦ-0610, немесе ПБР-3	250		63	0,25
МЭО-250/63-0,25-91	2ДСР-135-1,8-136, ПБР-2М немесе ПБР-2М1	250		63	0,25
МЭО-630/25-0.25-92К	АИР-56А4, ПБР-3А немесе ФЦ-0610	630		25	0,25
МЭО-630/63-0,25-92К	АИР-56А4, ПБР-3А немесе ФЦ-0610	630		63	0,25
МЭОФ-100/25-0,25-97К	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 немесе ФЦ-0610, немесе ПБР-3	100		25	0,25
МЭОФ-250/25-0,25-97К	2ДСР-135-4,5-136, ФЦ-0620 немесе ФЦ-0610, немесе ПБР-3	250		25	0,25
МЭОФ-250/63-0,25-97К	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 немесе ФЦ-0610, немесе ПБР-3	250		63	0,25
МЭОФ-630/63 -0,25-97К	АИР-56А4 ПБР-3А	630		63	0,25 (0,63)
МЭОК-25/100-2	ЭД 0,27 кВт, У-23, ПМЕ-073, ПМЕ-083, ПМЕ-093	250		25	0,25

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 2-қосымша

1-сурет. Деңгей мен қысымның өлшеу түрлендіргішін тексеру сұлбасы:

1 – Метран-45-ДД (деңгей өлшегіш); 2 – Метран-45-ДИ немесе МГ100Р (қысым бергіш); 3 – қысым көзі; 4 – кіру қысымын өлшеуге арналған үлгі аспап; 5 – шығу сигналын өлшеуге арналған тұрақты ток миллиамперметр; 6 және 7 – сұлбадағы шұра; 8 – 10 – өлшеу түрлендіргішінің шұрасы.

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 3-қосымша

1-сурет. Жылытқыштағы деңгей реттеу сұлбасы:

БСПТ-10 – бірегейленген шығуы бар шығу білігі қалпының сигнал беру блогы (0 - 5; 0 - 20; 4 - 20 мА); ПБР-3М2.2 – ревертивті түйіспесіз іске қосқыш; БРУ-32 – қолмен басқару блогы; РП4-М1 – реттегіш құрылғы; 1 - 7 – шұра; 6 және 7 – бұқтырма; 8 – сіңіру шұрасы.

2-сурет. К-300-240-3 турбина конденсаторындағы деңгейді реттеу сұлбасы:

РП4-М1 – реттегіш құрылғы; БРУ-32 – қолмен басқару блогы;

ПБР-3М2.2 – реверсивті түйіспесіз іске қосқыш; СУ – теңестіру ыдысы; Метран-45-ДД – өлшеу түрлендіргіші (деңгей өлшегіш) 1 - 5 және 8 - шұра.

3-сурет. Қос ағынды бұру-бөліп тарату клапандары:

а –клапанның құрастырылымы; б –клапанның өту қимасының профилі;

в–клапанның құрастырылымы.

4-сурет. Бір ағынды бұру-бөліп таратқыш клапан:

а – клапанның құрастырылымы; б – бұру-бөліп таратудың қалпы; в – ұсынылатын буындау; г – буындасуды түзету

5-сурет. Деаэратордағы қысымды реттегіш клапандар:

а – бір ағынды бөліп тарату клапанының ұсынылатын буындауы; б – бір ағынды бөліп тарату клапанының буындасуын түзету; в – қос ағынды бөліп тарату клапанының ұсынылатын буындасуы.

6-сурет. Конденсатордағы деңгей реттегіштің клапандары:

a – қос ершікті клапан; б– аралас клапан;

1 – реттеу бұрандасы; 2 – ішкі соташық; 3 –негізгі клапанның бөліп таратуы; 4 – негізгі конденсат; 5 –регенерация сұлбасына; 6 – рециркуляция.

1-кесте

Қолданылатын реттегіш клапандардың негізгі типі

Реттеу клапанының типі	Орындау нөмірі	Шартты өту, мм	Өту қимасының ауданы, см2	Бұру бұрышы, градус.	Қолдану бойыншаұсыныстар
2	4	5	6	7	9
Тиекті-реттегіш дроссельді	-	25	-	-	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
		50	-	-
		65	-	-
		80	-	-
Бұрып-бөліп тарататын өтпелі бір ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 4-суретін қара)	-	50	3,5	90	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
	-	80	9,8	90
	-	100	28,4	90
	-	150	45,4	90
Бұрып-бөліп тарататын өтпелі қос ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 3а) суретін қара)	-	100	10	90	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
	01	100	19,2	90
	02	100	29,5	90
	03	100	36	90
	-	150	15	90	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
	01	150	26	90
	02	150	42	90
	03	150	57	90
	-	200	45	90	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
	01	200	55	90
	02	200	65	90
	03	200	90	90
	-	250	40	90	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
	01	250	70	90
	02	250	90	90
	03	250	115	90
		250	140	90
	-	300	160	90	Құбыржол ағынын қашықтықтан автоматты басқару үшін
	01	300	200	90
	02	300	250	90
	03	300	120	90
Бұрып-бөліп таратқыш бұрыштық	-	250	162	90	Аралас типті қыздырғышта деңгейді реттеу үшін
	-	300	212	90
	-	500	492	90
	-	700	677	70
Бұрып-бөліп таратқыш өтпелі қос ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 3в) суретін қара)	-	50	18	90	ПНД, ПВД, деаэраторда деңгейді реттеу үшін
	-	100	70	90
	-	100	50	90
	-	150	140	90
	-	150	83	90
	-	200	170	90
	-	150	54,9	90	ПНД, ПВД, деаэраторда деңгейді реттеу үшін
	-	200	84,4	90
	-	250	147,1	90
	-	300	170,6	90
Бұрып-бөліп таратқыш өтпелі бір ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 3в) суретін қара)	-	80	12,5	90	ПНД, ПВД, деаэраторда деңгейді реттеу үшін
	-	100	19,5	90
	-	150	54,9	90
	-	200	84,4	90
	-	250	147,1	90
	-	150	54,9	90	Турбинаның нығыздауда бу қысымын реттеу үшін
	-	100	19,5	90
	-	200	170	90	Турбинаның конденсаторында бу қысымын реттеу үшін
Бөліп тартақыш бір ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 5 а) және б) суретін қара)	-	150	105	-	Деаэраторда деңгейді реттеу үшін
Бөліп таратқыш қос ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 5в) суретін қара)	-	250	250	-	Деаэраторда бу деңгейін реттеу үшін
Бұру	-	50	18	90	Су мен бу деңгейін реттеу үшін
	-	50	11	90
	-	80	13,6	90
	-	100	19,5	90
	-	150	54,9	90
Бұру	-	200	82,4	90
	-	250	147,1	90
	-	300	170,6	90
Инелі	-	20	0,30	-	РОУ және бу құбыржолында салқындатқыш суды бүркетін құбыржолда су мен бу шығынын реттеу үшін
	-	32	0,67	-
	-	50	0,90	-
	-	50	2,39	-
Қос ершікті	-	300	450	(120)	Бу мөлшері мен қысымын реттеу үшін
	-	300	192	(120)
	-	300	260	(120)
	-	400	345	(120)
	-	400	540	(100)
	-	150	-	-	Турбинаның нығыздағышындағы бу қысымын реттеу үшін
	-	500	-	-	Турбина конденсаторында деңгейді реттеу үшін
	-	100/200	42	(40)	Нығыздауда бу қысымын реттеу үшін
	-	125	17,5	(40)
	-	125	17,5	(40)
Құрама (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 6б) суретін қара)	-	200	86	(40)	Нығыздауда бу қысымын реттеу үшін
	-	200	86	(40)
Қос ершікті қос ағынды (Осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 6а) суретін қара)	-	300	330	(40)	Нығыздауда бу қысымын реттеу үшін
	-	500	660	(54)

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша

К-300-240-3 типті турбинаның № 7 ПВД деңгейі үшін есептеулер

1. Максималды өткізу қабілетінғ реттелетін өту қимасының максималды ауданын есептеу және клапанның типтік өлшемін таңдау.

Бастапқы деректер:

Орта Конденсат

Конденсаттың номиналды шығыны (ПВД № 7 және 8 бу шығынының жиыны)

G_ном 162*10³ кг/сағ.

РО р₁ алдындағы қысым 4,12 МПа

РО р₂ тыс қысым 1,59 МПа

РО

р_мин қысымның түсуі 2,53 МПа

РО t₁ алдындағы температура 252

С

Ортаның тығыздығы

796,0 кг/м³

Құбыржолдың шартты өтуі D_y 100 мм.

Жұмыс ортасының параметрі үшін p₁ = 4,12 МПа, t₁ = 252

С p_у = 6,3 МПа анықталады, ГОСТ 17380-2001 ИСО 3419-81 "Мемлекетаралық стандарт. Көміртекті және төмен легірленген болаттан жасалған дәнекерленетін жіксіз құбыржол бөлшектері. Жалпы техникалық шарттар" сәйкес бұрып бөліп таратқыш өтпелі клапан РО ретінде таңдалады.

t₁ = 252

С кезінде р_нас = 4,12 МПа, т.е. р₁ = р_нас. қанығу қысымы анықталады. Себебі р₂

р_нас буланып ағу режімі орын алады.

Тиімді сыни қысым айырымы анықталады

р_{кав.макс}:

(П1)

мұндағы K_m сыни шығын коэффициенті;

r –реттелетін ортаның физикалық қасиетіне тәуелді коэффициент. Коэффициент r мына формуламен анықталады:

(П2)

мұндағы р* –22,115 Мпа тең сыни термодинамикалық қысым, демек,

Қос ағынды бұрып бөліп таратқыш клапан үшін

=0,9 салыстырмалы өткізу қабілетінің мәніне сәйкес келетін K_m = 0,77 сыни шығыны коэффициентінің мәні анықталады (РО толық ашуға сәйкес келетін

=1,0 үшін , K_m мәні жоқ).

Мына формула бойынша (П4.1)

р_{кав.макс} мәні есептеледі

p_{кав.макс} = 0,77 (4,12 - 0,84*4,12) = 0,51 МПа.

Реттегіш орган арқылы максималды шығын анықталады:

G_макс =

G_ном, (П3)

мұндағы

= 1,3 - ПВД-да деңгейді реттегіш клапандар үшін шығын бойынша қор коэффициенті.

G_макс = 1,3*162*10³ = 210,6 кг/сағ.

Ро-ның максималды өткізу қабілетінің алдын ала есептік мәні анықталады:

(П4)

Қос ағынды бұрып бөліп таратқыш клапаны үшін

= 1,0 өту қимасының салыстырмалы ашылу мәніне сәйкес РО

_макс = 0,62 шығын коэффициентінің мәні анықталады.

Реттелетін өту қимасының қажетті максималды ауданы анықталады:

(П5)

Өту қимасының талап етілетін ауданы осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 1-кестесіне сәйкес РО d_y = 100 мм шартты өту және өту қимасының ауданы

= 36 см² бар 03 орындаудың ТКЗ Т-135бм типті қос ағынды бұру-бөліп таратқыш клапанына сәйкес келеді

РО мен құбыржолдың шартты өтулері бірдей (d_y = D_y) болғандықтан, РО есептеу мен таңдау аяқталған болып саналады.

2. РО шығын сипаттамасын анықтау.

Турбина жүктемесінің түрлі мәні үшін осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-тармағына (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-кестесі) сәйкес бастапқы деректер: 03 орындаудың ТКЗ Т-135бм қос ағынды бұрып-бөліп таратқыш клапаны белігленген, РО құрастырылымдық сипаттамасы белгілі (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретіндегі қисық).

Есептеу тәртібі:

1) мына формула (П3) бойынша РО арқылы анықталады:

G₁ =

G = 1,3G;

2) р₁ = р_нас болып саналады. Себебі р₂

р_нас, турбина жүктемесінің барлық ауқымында булауы бар режим орын алады;

3) мына формула (П4) бойынша РО өткізу қабілеті анықталады:

Қысым айырмасының тиімді сыни айырмасының мәні

р_кав мына формула (П1) бойынша анықталады, ол үшін r коэффициенті мына формуламен (П4.2), ал сыни шығын коэффициенті K_m қос ағынды бұру-бөліп таратқыш клапаны үшін анықталады.

Себебі

, мұндағы

– салыстырмалы өткізу қабілеті, ал K_v анықталуы керек, РО толық алу үшін K_m = 0,77 қабылданады, ал РО ішінара ашылу үшін K_m = 0,82 қабылданады. K_v анықтағаннан кейін

мәні бойынша қабылданған K_m мәні нақтыланады.

r, K_m,

р_кав, K_v және

мәндері осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-кестесінде берілген:

4) реттелетін өткізу қимасының максималды ауданы

_макс = 0,62 кезінде мына формула (П4.5) бойынша анықталады:

5) салыстырмалы өту қимасының тиімді ауданының мәні анықталады:

(П6)

6) әр мән үшін

қос ағынды бұру-бөліп таратқыш клапаны үшін

тәуелділік кестесімен салыстырмалы РО

өту қимасының ауданының мәні анықталады (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-кестесі):

7) реттелетін өту қимасының ауданы анықталады:

(П7)

8) әр

мән үшін клапанның құрастырылымдық сипаттамасы бойынша бөліп таратқыштың

_РО бұру бұрышының мәні табылады (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суреттегі қисығы);

9)

шығын сипаттамасы құрылады (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретіндегі қисығын қара).

Есептеу нәтижесі осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-кестесіне жинақталған:

1-кесте

Есептеу нәтижесі

Атауы	Белгілеу, есептік формула	Энергоблок жүктемесі, МВт
		10	50	100	150	200	250	300
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Конденсат шығыны, кг/сағ	G	5*103	25*103	53*103	78*103	106*103	133*103	162*103
РО алды қысым, МПа	p1	0,13	0,71	1,40	2,10	2,80	3,50	4,12
РО-дан тыс қысым, МПа	p2	0,05	0,29	0,56	0,80	1,10	1,40	1,59
РО-ға қысым айырмасы, МПа	p = p1 - p2	0,08	0,42	0,84	1,30	1,70	2,10	2,53
Ортаның тығыздығы, кг/м3	r	953	903	871	848	829	812	796
30 %-дық қорды есепке алып, РО арқылы шығын, кг/сағ.	G = G = 1,3G	6,5	32,5	68,9	101,4	137,8	172,9	210,6
Қанығу қысымы, МПа	pнас = р1	0,13	0,71	1,40	2,10	2,80	3,50	4,12
Коэффициент		0,94	0,91	0,89	0,87	0,86	0,85	0,84
Сыни шығын коэффициенті	Km	0,82	0,82	0,82	0,82	0,82	0,82	0,77
Тиімді сыни қысым айырмасы, МПа	pкав = Km(p1 - rpнас)	0,008	0,049	0,123	0,213	0,320	0,435	0,510
РО өткізу қабілеті		23,2	48,9	66,6	75,4	84,6	92,0	104,5
Салыстырмалы өткізу қабілеті		0,222	0,468	0,637	0,721	0,809	0,880	1,0
Салыстырмалы өту қимасының тиімді ауданы		0,138	0,290	0,395	0,447	0,502	0,546	0,620
Салыстырмалы өту қимасының ауданы		0,17	0,38	0,52	0,58	0,66	0,74	1,0
Реттелетін өту қимасының ауданы, см2		5,7	12,7	17,4	19,4	22,1	24,7	33,4
Бөліп таратқышты бқру бұрышы, град		44	61	70	74	78	81	90

1-сурет. Өту қимасының қайта профильдеп реттеу клапанының шығын сипаттамасын түзету:

1 – нақты шығын сипаттамасы; 2 – талап етілетін шығын сипаттамасы; 3 – нақты құрастырылымдық сипаттама; 4 – талап етілген шығындыққа сәйкес келетін құрастырылымдық сипаттама.

3. Реттегіш өту қимасы қайта бейінделген клапанның шығыс сипаттаманы түзету.

Бастапқы деректер:

1) реттегіш органның шығыс сипаттамасына есептелген (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретіндегі 1-қисық);

2 Т-135бм) РО таңдалған және оның құрылымдық сипаттамасы мәлім (4 осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретіндегі 3-қисық).

Түзету тәртібі:

4) қалаған пішіндегі шығыс сипаттамасы беріледі (әдетте тік сызықты) - осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретіндегі қисық;

5) графикалық құрылыммен реттегіш органның талап етілген құрылымдық сипаттамасы анықталады (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретіндегі қисық);

6) құрылымдық сипаттама 10 градус арқылы және оның құламасының маңызды өзгерісіндегі сипатты нүктелерінде учаскелерге бөлінеді. Әрбір учаскенің өту қимасының алағы белгіленеді, себебі Т-135бм клапаны бөліп таратқышта төрт терезені қамтиды, әрбір учаскенің алаңы 4 есеге азаяды;

7) 84 градус клапанның бұрылуына сәйкес келетін доғаның ұзындығы белгіленеді l (бөліп таратқыштың диаметрі 90 мм-ге тең екенін ескере отырып),: l = 66 мм. Графикалық салумен доғаның ұзындығы анықталады l_i (әрбір учаске үшін);

8) әрбір учаске үшін терезенің ені белгіленеді:

(П8);

9) реттегіш клапанның өту қимасының бейіні салынады (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 1-суретінде). Есептеу нәтижесі осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 2-кестесіне жинақталған. Бөліп таратқышта бейінді орындау үшін терезенің бейіні жеделдетіледі.

2-кесте

Есеп нәтижесі

Атауы	Белгілеу, есептік формула	Бөліп таратқыштың бұрылу бұрышы, град
		10	20	30	40	50	60	70	80	90
Учаскенің өту қимасының алаңы, мм2	Fi	560	690	375	265	240	235	250	385	600
Учаскенің -доғаның ұзындығы, мм	li	3,2	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85
Учеаске терезесінің ені, мм		43,75	21,97	11,94	8,44	7,64	7,48	7,96	12,26	19,1

4. Буындастырылған клапанның шығыс сипаттамасын түзету.

Бастапқы деректер:

1) реттегіш органның шығыс сипаттамасына есептелген (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 2а) суретіндегі 1-қисық);

2) осы Әдістемелік нұсқаулардағы буындасу түрі – тік, яғни шығыс иінтірегі ОМ және РО иінтірегі қозғалысты бір бағытта жасайды;

3) ОМ иінтірегінің ұзындығы r = 250 мм (МЭО үшін);

4) ОМ және РО иінтірегінің айналу осі арасындағы қашықтық l = 750 мм.

Түзету тәртібі:

5) талап етілген шығыс сипаттамасы беріледі (конденсат шығынының АТ бқоһрылу бұрышына тәуелділігі) осы Әдістемелік нұсқаулардың 2а суретіндегі 2-қисық) осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша;

6) графикалық құрылыммен буындасу сипаты анықталады (Ро иінтірегінің бұрылу бұрышының АТ иінтірегінің бұрылу бұрышына тәуелділігі) осы Әдістемелік нұсқаулардың 2а) суретіндегі 3-қисық, осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымша;

7) Осы Әдістемелік нұсқаулардағы 90

-

= 90

-қа ОМ шығыс иінтірегінің бұрылуы кезіндегі РО иінтірегінің бұрылу

бұрышының,

₁ = 73 градус,

қисықтық факторы - 45 градусқа ОМ иінтірегінің бұрылуы кезіндегі РО иінтірегінің бұрылу

₁ бұрышының буындасу сипатының параметрелі анықталады.

8) l = (3 - 8) r, арналған номограмма бойынша, j = 90 градус және қисықтық фактор

= 0,81 үшін: иінтірек ұзындығы РО - R = r = 250 мм анықталады;

Ом иінтірегі мен ОМ мен Ро айналу осін біріктіретін сызық арасындағы бұрыш "Жабық" жағдайында ОМ -

= 80 градусқа тең;

Ом иінтірегі мен ОМ мен Ро айналу осін біріктіретін сызық арасындағы бұрыш "Жабық" жағдайында РО -

= 10 градусқа тең;

9) берілген және алынған деректер бойынша ОМ-ның Ро-мен буындасуы орындалады (осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 2б) суреті).

5. Реттегішті күйге келтіру параметрелерін есептеу.

Бастапқы деректер:

1) клапанның жағдайы бойынша қатаң кері байланысы бар бір контурлы АСР (осы Әдістемелік нұсқауларға 3-қосымшаның 1-суреті);

2) аппаратураның сипаттамасы – реттегіш құрылғы – 0 - 5 мА тұрақты токтың шығыс сигналы бар РП4-М1 түрі, реостатты тетік РЗД-12, өлшеу түрлендіргіші деңгей – Метран-45-ДД, реттейтін параметрдің өзгеру ауқымы D = 1000 мм (10 кПа, 1000 кгс/см²), шығыс сигналының өзгеру ауқымы d = 5 мА, Т_с = 63 с сервоқозғалтқыштың толық жүріс уақытымен атқару тетігі – МЭО-630/63-0,25;

3) АСР-ға қойылатын технологиялық талаптар – реттегіш параметрелер бойынша сезімталдық -

= 20 мм (0,2 кПа, 20 кгс/м²), статикалық қателік (әркелкілік) -

= 300 мм (3 кПа, 300 кгс/м²),

, тетіктің әрекет теу ауқымы D_зад = 500 мм (5 кПа, 500 кгс/м²) (тетікті бөлу бағасы - 5 мм/% тетіктің межелігі).

Р 2 суреті Буындастырылған реттегіш клапанның шығыс сипаттамасын түзету:

а – шығыс сипаттамасын түрлендіру; б – буындасуды орындау; 1 – нақты шығыс сипаттамасы; 2 – талап етілген шығыс сипаттамасы; 3 – буындасу сипаттамасы.

Реттеудің статикалық дәлдігін талап етуді қамтамасыз ететін РП4-У күйге келтіру органының жағдайы анықталады:

4) (8) формуласы бойынша:

5)

= 0,6 % және

= 0,5 қабылдап,

табамыз

(11) формуласы бойынша тетіктің әрекет ету ауқымын күйге келтіру жүргізіледі:

Әркелкіліктің рұқсат етілген мәнін қамтамасыз ететін ауыспалы өлшеуіш түрлендіргішінен сигналды масштабтау органының жағдайы анықталады; (21) формуласы бойынша клапан жүрісінің ауқымы үшін 100 %:

Күйге келтіру органының жағдайы T_ф,

_и, t_и және

_п эксперименттік жолмен анықталады.

K-300-240-3 турбинаның АСР күйге келтіретін органдардың ұсынылған (бастапқы) жағдайы осы Әдістемелік нұсқауларға 4-қосымшаның 3-кестесінде берілген.

3-кесте

K-300-240-3 K-300-240-3 турбинаның АСР күйге келтіретін органдардың ұсынылған (бастапқы) жағдайы

Атауы	Бастапқыдеректер	бөлу.	бөлу	дел.	R7 МОм	%	Тф с	п с	Тп с	п с/%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
№2 ТҚЖ-тағы деңгей реттегіш	= 0,3 кПа;	0,5	0,64	0,2	0,6	0,6	4,0	20,0	0,2	3,6 - 5,0
	Dзад = 5 кПа,
	= 5 кПа
№3 ТҚЖ-тағы №4 ТҚЖ-тағы деңгей реттегіш
	= 0,2 кПа;	0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	3,0	10,0	0,2	3,0 - 5,0
	Dзад = 5 кПа;	0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	3,0	10,0	0,2	3,0 - 5,0
	= 3 кПа	0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	2,0	5,0	0,2	3,0 - 5,0
		0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	2,0	5,0	0,2	3,0 - 5,0
		0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	2,0	5,0	0,2	3,0 - 5,0
Деаэратордағы деңгей реттегіш	= 0,5 кПа;	0,5	0,6	0,12	0,5	0,6	2,0	5,0	0,2	3,6 - 5,0
	Dзад = 10 кПа;
	= 5 кПа
Конденсатордағы деңгей реттегіш	= 0,3 кПа;	0,5	0,4	0,16	0,6	0,6	2,0	5,0	0,2	3,6 - 5,0
	Dзад = 5 кПа;
	= 4 кПа
Деаэратордағы деңгей реттегіш	= 10 кПа;	0,6	1,0	-	0,24	0,6	2,0	10,0	0,2	1,4 - 2,2
	Dзад = 0,5 МПа
Нығыздауға арналған бу қысымын реттегіштер:	= 2,5 кПа;	0,5	0,29	-	0,5	0,6	2,0	20,0	0,2	1,1 - 1,8
	Dзад = 50 кПа	0,5	0,29	-	0,5	0,6	2,0	20,0	0,2	1,1 - 1,8
жеткізіп салу желісінде
сору желісінде

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 5-қосымша

1-сурет. АКЭСР-2 аппаратурасында клапан жағдайы бойынша қатаң кері байланысы бар бір контурлы АСР функционалдық сызбасы

1-кесте

Реттегіштің күйге келтіру параметрін анықтауға арналған есептік формулалар

Операция	Бастапқы деректер	қатаң кері байланысы бар АСР (АКЭСР-2 аппаратурасында)	Ескерту
1	2	3	4
Реттеудің талап етілген статикалық дәлдігін қамтамасыз ететін реттеу органдарының жағдайын анықтау (реттегіштің сезімсіздігі)	- технологиялық есептерден алынған D – өлшеуіш түрлендіргіштің сипаттамасы		Әдетте беріледі = 0,4 + 0,6 %
Тетіктің әрекет ету ауқымын күйге келтіру(бөлу бағасы)	Dзад - технологиялық есептерден алынған D, d - өлшеуіш түрлендіргіштің сипаттамасы - сезімсіздігін анықтау кезінде		-

Бір импульсті реттегіштерге арналған реттегіш берілген мәндерді сақтау үшін күйге келтіру	- технологиялық есептерден алынған D,		-
Деңгей реттегіштің ішкі контурының динамикалық күйге келтіру параметрелерін анықтау	d немесе формула (16) - (19) D, d,	немесе	100 %-ға тең АТ жүріс ауқымы үшін

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 6-қосымша

1-кесте

Т_ф мәні

Атауы	н (с) Тф (с) кезінде
	0 - 2	2 - 4	5
Қатты кері байланыспен деңгей реттегіш	5 - 8	8 - 20	20
Турбинаның нығыздауында бу қысымын реттегіш	8 - 13	13 - 20	20 - 35
Деаэратордағы қысым реттегіш	20	20 - 35	35 - 60

1-сурет. Реттеудің жылдам әрекет теуші контурында өтпелі процестерді бағалауға арналған график:

а – деңгей реттегіш ішкі контурға арналған және турбинаны нығыздауға арналған бу қысымын реттегіштің тиімті процестері; б – деаэратордағы қысым реттегіштер үшін тиімді процес; в –

_п

; г -

_п

;

_и

; д -

_п

; және

; е -

_п =

;

_и

Жылу электр станцияларының турбиналық жабдығының автоматты реттегіштерін ретке келтіру жөніндегі әдістемелік нұсқауларға 7-қосымша

1-кесте

АСР-ге тән ақаулар және оны жою әдісі

Ақаудың ішкі белгісі	Ақаудың қосымша белігісі	Ақау себебі	Ақауды жою
Қашықтықтан басқару жарамайды. "Автомат" жағдайына басқару блогын ортану кезінде ОМ орын ауыстырмайды	Сервоқозғалтқышты қуаттау автоматы автоматты түрде сөнджірілген. АП іске қосқаннан кейін іске қосу құрылығысы жұмыс ңстей бастайды және РО ауыстырады. Ішкі ОМ белгілері бойынша (ұшқындау, шу) электр қозғалтқыш және іске қосу құрылығысы түсірілген жүктемемен жұмыс жасайды	Электр қозғалтқышқа артық салмақтың түсуіне байланысты АП сөндіру	Іске қосу құрылғысына және электр қозғалтқышына қатысты жеткізу желілеріне арналған үш фазаның болуын тексеру. Іске қосу құрылғысының қысқыш бұрандалар жымқырылады. Реттеу және байланыстардың тазалығы немесе іске қосу құрылығысының шығыс кернеуі тексеріледі
	Сервоқозғалтқышты қуаттау автоматты іске қосылған. Іске қосу құрылғысы жұмыс істей бастайды. Іске қосу құрылғысына жеткізу желісінде және одан кейін кернеу болады. Жұмыс кернеуі кезінде электр қозғалтқыштардың қысқыштарында сервожетек жұмыс ңстемейді	Электр қозғалтқыштың істен шығуы	Рудкетордың буындасудың ақаулығына, РО сынылануына көз жеткізу. Электр қозғалтқышы ауыстырылады
Реттегіш берілген параметрді қабылдамайды, ал қашықтықтан басқару жұмыс жасайды	Индикатор шамы жанбайды, қысқыштарда 1-2 кернеу жоқ	Реттегіш құрылғының қуат беруін тоқтату	Ап тексеріледі, реттегіш құрылғының қуат беру тізбегіндегі бұрандалар жымқырылады
	Индикатор шамы 1-2 қысымда жанады, 220 В кернеу бар	Реттегіш құрылғының істен шығуы	Реттегіш құрылғы ауыстырылады
	Реттегіш құрылғы корректор тқтқыштарының жағдайына ықпал етеді, 7 – 8 – 9 қысқышта индикаторлық шамдар жанған кезде кернеу пайда болады. "Автомат" жағдайына басқару блогын орнату сигналды бағыттаушы реттегіш құрылғының шығуында сервоқозғалтқыштың орын алуына әкеп соқпайды	Автоматты басқару тізбегіндегі үзілген жер	Автоматты басқару тізбегінде үзу анықталады және жойылады
	Реттегіш параметрдің өлшеуіш түрлендіргішінің шығыс сигналы нөлге тең және реттегіш параметрдің мәніне сәйкес келмейді.	Өлшеуіш түрлендіргіштің істен шығуы	Өлшеуіш түрлендіргіштерде электр тізбегінде қуат көзінің болуы, қорғаныш диодты құрылғылардың жөнділігі, біріктіргіш желілердің тығыздығы тексеріледі. Өлшеу түрлендіргішінің ақаулығы немесе токты көбейткіш ауыстырылады
Реттегіш берілген параметрді қабылдамайды. "Автомат" жағдайына басқару блогын ортану кезінде РО шеткі жағдайлардың бірін қамтуға тырысады	Реттегіш құрылғы оның кірістерінбекіту кезінде корректормен теңеспейді	Реттегіш құрылғының істен шығуы, реттегіштің өлшем жүйесіндегі ақаулар	Реттегіш құрылғы ауыстырылады. Алдыңғы тармақ бойынша әрекет орындалады. Реттегіш құрылғының кіріс сигналы өлшенеді
Реттегіш параметрді қабылдайды, реостатты тетік жарамайды	Корректор реттегіш құрылғыны тепе-тең күйден теңестірілген шығарады	Тетік тізбегінің орта сымындағы үзілген жер	Тетіктің сымындағы үзілген жер жойылады
Реттегіш параметрді қабылдайды, бірақ оның мәнінің ерікті өзгерісі байқалады	Тетіктің шеткі және орта қысқыштарына қосылған омметрде тетіктің бірқалыпты орын алмасуы кезінде тілдің жылжуы байқалады	Тетіктің потенциометріндегі нашар байланыс	Тетіктің потенциометрі тексеріледі немесе ауыстырылады
Реттегіш параметрді дәл қабылдамайды, как реттегіштің сезімсіздігі артқанға ұқсайды	Реттегіш құрылғы жөнделген. Индикаторлық шамдар бойынша параметрді пульсациялау әлсіз	Реттегіштің өлшеу жүйесіндегі ақаулар	Біріктіргіш желілер үрленіп тазартылады және ауаны сору және ондағы тығындар жойылады
Реттегіш тұрақты жұмыс істейді. Реттеутін шаманың автотербелісі байқалады	Реттегішті ажыратқаннан кейін реттегіш параметр ауытқуын тоқтатады. Реттегіш органға қысқа импульсті берген кезде (0,15 – 0,2 с) күшті жағдайға ауысады	Электр тежегішінің немесе іске қосу құрылғысының ақаулары	Сервоқозғалтқыштың электр тежегішіндегі ақау және әрекет етуі тексеріледі. Іске қосу құрылғысының "жабысуы" жойылады
	с	Люфт және сервожетектегі қажалу және РО	Люфт және сервожетектегі қажалу және РО
	Реттегішті ажыратқаннан кейін реттегіш параметр ауытқуын тоқтатады. Реттегіш органда және сервоқозғалтқышта люфт жоқ. Электр тежегіші жөнделген.	Реттегіш параметрдің өлшеуіш түрлендіргішінің ақауы, Реттегішті "Ақау" динамикалық күйге келтіру. Біріктіргіш желілерді бітеліп қалуы	Өлшеу түрлендіргіштің ақауы алмастырылады (тығынжылдың қажалуы). Күйге келтіру картасы бойынша реттегішті динамикалық күйге келтіру тексеріледі, реттегіш құрылғының күйге келтірілуі өзгереді (беру коэффициенті азаяды, сезімсіздік артады) Өлшеуіш түрлендіргіштің біріктіргіш желілері үрлеп тазартылады
	Реттегішті ажыратқаннан кейін реттегіш параметр ауытқуын тоқтатады	Технологиялық себептерге байланысты реттегіш параметрлердің ауытқуы	Реттегіш параметрлердің технологиялық себептері жойылады. реттегіш құрылғының Тдемп (Тф) енгізіледі және сезімсіздік артады

Об утверждении нормативных технических документов в области электроэнергетики

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 7 февраля 2017 года № 14771.

В соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить:

1) Методику расчета норм расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов, согласно приложению 1 к настоящему приказу;

2) Методику расчета норм расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен, согласно приложению 2 к настоящему приказу;

3) Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях, согласно приложению 3 к настоящему приказу;

4) Методику расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях, согласно приложению 4 к настоящему приказу;

5) Методику расчета норм расхода материалов, перегородок на ремонт аэрожелобов и пневмоаппаратов для транспорта золы, согласно приложению 5 к настоящему приказу;

6) Методику расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях, согласно приложению 6 к настоящему приказу;

7) Методические указания по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций, согласно приложению 7 к настоящему приказу;

8) Методические указания по наладке системы регулирования процесса горения газомазутных котлов, согласно приложению 8 к настоящему приказу;

9) Методические указания по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления, согласно приложению 9 к настоящему приказу;

10) Методические указания по проведению эксплуатационных очисток маслосистем турбоагрегатов с применением водных растворов биологически разлагаемых моющих средств, согласно приложению 10 к настоящему приказу;

11) Методические указания по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств, согласно приложению 11 к настоящему приказу;

12) Методику расчета норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций, согласно приложению 12 к настоящему приказу;

13) Методику расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций, согласно приложению 13 к настоящему приказу;

14) Методические указания по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт, согласно приложению 14 к настоящему приказу;

15) Методические указания по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций, согласно приложению 15 к настоящему приказу;

16) Методические указания по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций, согласно приложению 16 к настоящему приказу;

17) Методику расчета норм расхода азота на тепловых электростанциях, согласно приложению 17 к настоящему приказу;

18) Методические указания по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла, согласно приложению 18 к настоящему приказу;

19) Методические указания по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах водяной системы теплоснабжения на источнике тепла, согласно приложению 19 к настоящему приказу;

20) Методику расчета норм расхода гидразина для тепловых электростанций, согласно приложению 20 к настоящему приказу;

21) Методические указания по приемке из ремонта в эксплуатацию ответственных узлов систем пылеприготовления котельных установок с установленной мощностью 100 гигакалорий в час и более, согласно приложению 21 к настоящему приказу;

22) Методические указания по анализу изменения удельных расходов топлива на электростанциях, согласно приложению 22 к настоящему приказу;

23) Методические указания по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях, согласно приложению 23 к настоящему приказу;

24) Методические указания по экспресс-оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях, согласно приложению 24 к настоящему приказу;

25) Методические указания по модернизации, реконструкции и замене устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций, согласно приложению 25 к настоящему приказу;

26) Методические указания по ликвидации аварий в электрической части энергосистемы, согласно приложению 26 к настоящему приказу;

27) Методические указания по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт, согласно приложению 27 к настоящему приказу;

28) Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок, согласно приложению 28 к настоящему приказу;

29) Методические указания по нормированию удельных расходов топлива на тепловых электростанциях, согласно приложению 29 к настоящему приказу;

30) Методику расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях, согласно приложению 30 к настоящему приказу;

31) Методические указания по составлению и применению графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в энергосистеме, согласно приложению 31 к настоящему приказу;

32) Методические указания по разработке отраслевых циркуляров и противоаварийных предписаний, согласно приложению 32 к настоящему приказу;

33) Методику расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях, согласно приложению 33 к настоящему приказу;

34) Методику расчета норм расхода углекислого газа на тепловых электростанциях, согласно приложению 34 к настоящему приказу;

35) Методические указания по обслуживанию устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций, согласно приложению 35 к настоящему приказу;

36) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более, согласно приложению 36 к настоящему приказу;

37) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более, согласно приложению 37 к настоящему приказу;

38) Методику расчета норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей, согласно приложению 38 к настоящему приказу;

39) Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций, согласно приложению 39 к настоящему приказу;

40) Методические указания по организации работы по производственной санитарии на электростанциях, согласно приложению 40 к настоящему приказу;

41) Методические указания по выполнению схем технологической защиты теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций, согласно приложению 41 к настоящему приказу;

42) Методические указания по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций, согласно приложению 42 к настоящему приказу.

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 копии настоящего приказа в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для размещения в Эталонном контрольном банке нормативных правовых актов Республики Казахстан;

3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

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

К. Бозумбаев

Приложение 1 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода металла рабочих лопаток и
улиточной брони мельниц-вентиляторов

1. Настоящая Методика расчета норм расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов тепловых электростанций.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) электростанция

энергетический объект, предназначенный для производства электрической и тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

2) броня

защитный слой материала, обладающий достаточно большой прочностью, вязкостью и другими механическими параметрами, стоящими на высоком уровне показателей, выполняющий функцию преграды от различного по силе и интенсивности воздействия на объект, окружаемый этим слоем;

3) влажный бурый уголь

бурый уголь с содержанием влаги более 10 %.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Для сжигания высоко влажных бурых углей предназначается топка с мельницами-вентиляторами.

4. Мельница-вентилятор состоит из ротора в виде крыльчатки, снабженной билами, и находится в металлическом корпусе, покрытом внутри броней, и сепаратора. Топливо размалывается билами ротора.

5. Осмотр и при необходимости замена или ремонт изнашивающихся элементов мельниц-вентиляторов (брони, рабочих колес) производится систематически по графику, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

6. При составлении расчета норм расхода металла рабочих лопаток мельниц-вентиляторов за исходные принимаются две конструкции рабочих лопаток:

1) мелющие лопатки прямоугольной формы толщиной 50 миллиметров (далее

мм) из углеродистой стали с наплавкой твердым сплавом типа Т-590 или Т-620 слоем 5 мм с твердостью 58 - 60 HRC;

2) биметаллические лопатки такого же профиля.

7. Нормативные значения удельного расхода металла мелющих лопаток для основных марок топлива (в пересчете на натуральное топливо) приводятся в таблице 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

8. При большой засоренности топлива посторонними включениями и неудовлетворительной организации его очистки более рационально применение лопаток из стали типа 110Г13Л.

9. Для случаев, отличающихся от условий, указанных в пункте 6 настоящей Методики, значения удельного расхода металла, грамм/тонна (далее

г/т) натурального топлива определяется по формуле:

, (1)

где

- нормы удельного расхода брони для основных марок топлива (в пересчете на натуральное топливо) г/т;

К_к, К_и и К пол

соответственно коэффициенты, учитывающие влияние конструкции, материала лопаток и увеличение удельного расхода металла из-за их поломок.

Ниже приведены значения этих коэффициентов.

Коэффициент К_к, учитывающий влияние конструкции мелющих лопаток приводится в таблице 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

Коэффициент Ки, учитывающий влияние материала лопаток приводится в таблице 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

Коэффициент К_пол, учитывающий увеличение удельного расхода металла из-за поломок лопаток, определяется качеством очистки топлива от металла и других включений в топливо, а также качеством дробления топлива или большой возможностью попадания в мельницы крупных твердых включений. Увеличение коэффициента К_пол более чем на 1,15 свидетельствует о неудовлетворительном состоянии оборудования, связанного с подготовкой топлива.

10. Нормы удельных расходов металла улиточной брони мельниц-вентиляторов составлены для условий изготовления улиточной брони из брусков размером 40x90 мм (сталь типа Ст 3).

Нормы удельного расхода брони для основных марок топлива (в пересчете на натуральное топливо) приведены в таблице 4 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

11. Для случаев, отличающихся от условий пункта 10 настоящей Методики, удельный расход брони подсчитывается по формуле (1), где значения К_к принимаются равными 1, а коэффициента Ки, учитывающего материал брони, приводятся в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

12. Годовая потребность электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню, (тонн), определяется по формуле

. (2)

где

- годовой расход натурального топлива, тонн;

- допустимые значения удельного расхода металла мелющих лопаток, г/т;

- допустимые значения удельного расхода металла брони, г/т.

13. Пример расчета годовой потребности электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню приводится в приложении 2 настоящей Методики.

	Приложение 1 к Методике расчета норм расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов
	Таблица 1

Нормативные значения удельного расхода металла мелющих лопаток для основных марок топлива

Топливо	Удельный расход металла, г/т
	Мелющие лопатки из углеродистой стали с наплавкой твердым сплавом типа Т-590 или Т-620 слоем 5 мм и твердостью 58-60 HRC, а также биметаллические лопатки	Профилированные лопатки из стали типа 110Г13Л
Ленгерский	20	28
Шоптыкольский	20	28
Тургайский	13	19

Таблица 2

Коэффициент К_к, учитывающий влияние конструкции мелющих лопаток

Конструкция лопатки	Коэффициент Кк
Профилированная (рисунок 1, таблица 6 настоящего Приложения)	1
С постоянным профилем толщиной 50 мм	1,25

Таблица 3

Коэффициент К_и, учитывающий влияние материала лопаток

Материал лопаток	Коэффициент Ки
Сталь типа Ст 3	1,55
Сталь тип Ст 5 спокойная сталь (далее сп)	1,3
Сталь типа 110Г13Л	1,0
Углеродистая сталь с автоматической наплавкой сплавом типа Т-590 или Т-620 слоем 5 мм с твердостью 58-60 HRC	0,7
Углеродистая сталь с автоматической наплавкой порошковой проволокой типа АН-170 слоем 8 мм с твердостью 52 55 HRC	0,7
Биметаллические лопатки	0,7

Таблица 4

Нормы удельного расхода брони для основных марок топлива

Топливо	Удельный расход брони, г/т
Ленгерский	52
Шоптыкольский	52
Тургайский	46

Таблица 5

Коэффициент К_к, учитывающий материал брони

Материал лопаток	Коэффициент Кк
Сталь типа Ст 3	1
Сталь типа Ст 5 сп	0,85
Сталь типа 110Г13Л	0,65
Сталь типа 16 ГС	0,8

Рисунок 1. Профилированные лопатки

	Таблица 6

Размеры и масса профилированных лопаток

Диаметр мельницы, (мм)	Размер, мм														Масса лопатки, килограмм
	А	а1	а2	а3	а4	а5	а6	а7	Н	Н1	Н2	h	h1	h2
1600	680	80	120	200	55	200	40	23	290	65	120	270	65	120	60
2100	880	100	155	260	70	255	50	23	305	80	120	280	80	120	90
2700	738	90	130	230	65	220	45	25	376	70	196	356	70	196	89
3300	858	100	160	250	70	260	50	25	490	75	300	470	75	300	144

Приложение 2 к Методике расчета норм расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов

Пример расчета годовой потребности электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню

Расчет потребности одной электростанции в металле для мелющих лопаток и брони мельниц-вентиляторов:

Топливо	Тургайский бурый уголь
Годовой расход натурального топлива Вг	8,02 миллион тонн
Конструкция применяемых лопаток	С постоянным профилем толщиной 40 мм
Конструкция применяемой брони	Полоса 40х90 мм
Материал применяемых лопаток	Сталь типа 110Г13Л
Материал применяемой брони	Сталь типа Ст 3
Доля лопаток, поломанных при попадании в мельницы посторонних твердых включений	10 %
Доля брусков брони, поломанных при попадании твердых включений	Не учитывается ввиду отсутствия брусков брони, поломанных при попадании твердых включений
Допустимые значения удельного расхода металла мелющих лопаток, определенные по формуле (1) настоящей Методики	= 19x1,25x1,0x1,1 = 26,1 г/т
Допустимые значения удельного расхода металла брони, определенные по формуле (1) настоящей Методики	= 46x1,0 = 46 г/т
Годовая потребность электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню, определенная по формуле (2) настоящей Методики	тонн

Приложение 2 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода пиломатериалов
при ремонте башенных градирен

1. Настоящая Методика расчета норм расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен тепловых электростанций.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) ремонт

комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования и восстановлению ресурсов его составных частей;

2) электростанция

энергетический объект, предназначенный для производства электрической и тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

3) гидроохладитель

теплообменное сооружение для охлаждения циркуляционной воды;

4) градирня

гидроохладитель, в котором используется тяга воздуха для эффективного снижения температуры охлаждаемой воды;

5) башенная градирня

градирня, в которой тяга создается с помощью вытяжной башни.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. В Методике при расчете норм выполнен отбор наиболее оптимальных технических решений, реконструкций деревянных оросителей градирен.

4. В связи с переводом ряда градирен на брызгальный тип, связанный с изменением режима эксплуатации турбин, в Методике приведены нормы расхода материалов на устройство водоуловителей, предотвращающих вынос воды из брызгальных градирен.

5. Требуемое количество деревянных деталей градирен приведено в таблицах 1

5 согласно приложения к настоящей Методике.

6. Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя башенной градирни приводятся в таблице 1 согласно приложению к настоящей Методике.

8. Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя вентиляторной градирни площадью орошения 432 м² приводятся в таблице 2 согласно приложению к настоящей Методике.

9. Нормы расхода пиломатериалов на ремонт устройства водоуловителя градирня приводятся в таблице 3 согласно приложению к настоящей Методике.

10. Сводная таблица расхода пиломатериалов на ремонт оросителя градирни приводятся в таблице 4 согласно приложению к настоящей Методике.

11. Расход пиломатериалов по сечениям для устройства оросителя приводятся в таблице 5 согласно приложению к настоящей Методике.

	Приложение к Методике расчета норм расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен
	Таблица 1

Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя башенной градирни

Наименование	Сечение, миллиметров (далее мм)					Длина, мм				Объем, кубических метров (далее - м3)	Примечание
Площадь орошения 725 м2
Рейка		100 х 10				1850				1,75
Рейка		100 х 10				1720				1,65
Рейка		100 х 10				1540				100,10
Рейка		100 х 10				1260				19,0
Рейка		50 х 10				750				2,6
Рейка		50 х 10				550				0,15
Рейка		50 х 10				390				0,80
Брус		50 х 30				1150				47,30
Брус		50 х 30				850				39,15
Брус		32 х 32				1150				6,00
Брус		32 х 32				850				4,00
Доска		Толщина 19				-				1,00
Итого		-				-				233,5
Площадь орошения 800 м2
Рейка		100 х 10				1150				4,63
Рейка		100 х 10				1500				160,91
Рейка		100 х 10				1900				3,94
Рейка		50 х 10				890				6,00
Брус		40 х 30				1150				35,42
-"-		40 х 30				1050				48,20
Доска		Толщина 19				-				1,00
Итого		-				-				290,1
Площадь орошения 1000 м2
Рейка		100 х 10				1860				170,4
Рейка		100 х 10				1104				2,53
Рейка		100 х 10				1070				7,53
Рейка		100 х 10				815				0,26
Рейка		60 х 10				815				10,30
Рейка		25 х 10				1220				30,00
Брус		32 х 32				1200				40,00
Брус		60 х 30				1270				13,80
Брус		60 х 30				865				19,40
Доска		Толщина 19				-				1,20
Итого						-				295,40
Площадь орошения 1200 м2
Рейка					100 х 10	1800			5,28
Рейка					100 х 10	1900			1,72
Рейка					100 х 10	1700			0,73
Рейка					100 х 10	1600			146,10
Рейка					100 х 10	1200			31,50
Рейка					100 х 10	1150			9,10
Рейка					100 х 10	800			2,65
Рейка					50 х 10	711			8,16
Рейка					50 х 10	390			0,34
Рейка					50 х 10	270			0,91
Брус					40 х 30	1150			100,72
Доска					Толщина 19	-			1,50		Для заполнения пустот
Итого					-	-			308,23
Площадь орошения 1280 м2
Рейка					100 х 10	1560			172,37
Рейка					100 х 10	1460			10,80
Рейка					100 х 10	1360			8,51
Рейка					100 х 10	1200			19,92
Рейка					100 х 10	1000			2,82
Рейка					100 х 10	850			16,20
Рейка					100 х 10	640			1,52
Брус					32 х 32	1300			93,56
Доска					Толщина 19	-			1,60		Для перекрытия проемов
Итого					-	-			327,30
Площадь орошения 1520 м2
Рейка				100 х 10		2650		0,55
Рейка				100 х 10		2380		17,66
Рейка				100 х 10		2080		17,75
Рейка				100 х 10		1900		0,25
Рейка				100 х 10		1780		190,50
Рейка				100 х 10		1480		6,45
Рейка				100 х 10		1150		8,27
Рейка				50 х 10		750		9,15
Брус				40 х 30		1150		156,88
Доска				Толщина 19		-		2,00			Для перекрытия проемов
Итого				-		-		409,46
Площадь орошения 1600 м2
Рейка				100 х 10		1600	8,20
Рейка				100 х 10		1470	138,10
Рейка				100 х 10		1300	106,92
Рейка				100 х 10		1170	5,61
Рейка				100 х 10		1000	4,20
Рейка				100 х 10		850	4,90
Рейка				100 х 10		2100-650	1,04
Рейка				50 х 10		2000	2,44
Рейка				50 х 10		1800	2,43
Рейка				50 х 10		710	13,50
Рейка				50 х 10		390	0,10
Брус				40 х 30		1600	108,24
Брус				40 х 30		1150	0,80
Брус				40 х 30		850	57,30
Брус				40 х 30		400	7,32
Доска				Толщина 19		-	2,50				Для закрытия проемов
Итого				-		-	463,60
Площадь орошения 2100 м2
Рейка			100 х 10			1600				10,76
Рейка			100 х 10			1470				181,25
Рейка			100 х 10			1300				140,33
Рейка			100 х 10			1170				7,36
Рейка			100 х 10			1000				5,51
Рейка			100 х 10			850				6,43
Рейка			100 х 10			2100-650				1,36
Рейка			50 х 10			2000				3,20
Рейка			50 х 10			1300				3,19
Рейка			50 х 10			710				17,71
Рейка			50 х 10			390				0,13
Брус			40 х 30			1600				142,06
Брус			40 х 30			1150				1,05
Брус			40 х 30			850				75,20
Брус			40 х 30			400				9,60
Доска			Толщина 19			-				3,00
Итого			-			-				608,14
Площадь орошения 2600 м2
Рейка			100 х 10			1560				350,12
Рейка			100 х 10			1460				21,93
Рейка			100 х 10			1360				17,28
Рейка			100 х 10			1200				40,45
Рейка			100 х 10			1000				5,72
Рейка			100 х 10			850				32,90
Рейка			100 х 10			640				3,08
Брус			32 х 32			1300				190,02
Доска			Толщина 19			-				4,00	Для закрытия проемов
Итого			-			-				665,50
Площадь орошения 3200 м2
Рейка			100 х 10			2650				1,15
Рейка			100 х 10			2380				37,08
Рейка			100 х 10			2080				37,27
Рейка			100 х 10			1900				0,52
Рейка			100 х 10			1780				400,00
Рейка			100 х 10			1480				13,54
Рейка			100 х 10			1150				17,36
Рейка			50 х 10			750				9,15
Брус			40 х 30			1150				329,45
Доска			Толщина 19			-				4,20	Для закрытия проемов
Итого			-			-				859,75

Таблица 2

Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя вентиляторной градирни площадью орошения 432 м²

Наименование	Сечение, мм	Длина, мм	Объем, м3	Примечание
Рейка	100 х 10	3800	32,25
Рейка	100 х 10	3500	30,45
Рейка	100 х 10	1700	19,95
Рейка	100 х 10	1500	13,25
Брус	32 х 32	1150	30,60
Доска	Толщина 19	-	0,50
Итого	-	-	127,00

Таблица 3

Нормы расхода пиломатериалов на ремонт устройства водоуловителя

Наименование	Сечение, мм	Длина, мм	Объем (м3) при площади орошения градирни, м2
			432	725	800	1000	1200	1280	1520	1600	2100	2600	3200
Рейка	100x50	2990	7,33	12,30	13,60	16,96	20,36	21,72	25,79	27,15	35,62	44,11	54,30
Рейка	100x50	2010	0,04	0,07	0,10	0,11	0,12	0,13	0,15	0,16	0,21	0,26	0,32
Рейка	100x50	1480	2,62	4,40	4,85	6,06	7,27	7,76	9,21	9,70	12,73	15,76	19,40
Рейка	100x50	1180	0,16	0,30	0,30	0,40	0,45	0,48	0,57	0,60	0,78	0,97	1,20
Рейка	90x10	1370	8,63	14,48	16,00	20,00	24,00	25,60	30,38	31,98	41,95	51,96	63,96
Рейка	90x10	1070	0,38	0,65	0,72	0,90	1,07	1,14	1,36	1,43	1,87	2,32	2,86
Брус	45x10	1395	0,46	0,77	0,85	1,06	1,27	1,36	1,61	1,70	2,23	2,76	3,40
Брус	40x40	длинномерный	0,08	0,14	0,15	0,18	0,21	0,24	0,28	0,30	0,39	0,48	0,60
Доска	100x10	-	0,25	0,20	0,47	0,60	0,71	0,76	0,90	0,95	1,24	1,54	1,90
Итого	-	-	19,96	33,14	37,04	46,27	55,45	39,19	71,25	73,97	97,02	120,16	147,94

Таблица 4

Сводная таблица расхода пиломатериалов на ремонт оросителя градирни

Площадь орошения, м2	432	725	800	1000	1200	1280	1520	1600	2100	2600	3200
Объем деревянных деталей, м3	127,0	233,5	290,1	295,4	308,2	327,3	409,5	463,6	608,1	665,5	859,8

Таблица 5

Расход пиломатериалов по сечениям для устройства оросителя

Наименование	Площадь орошения, м2
	432	725	800	1000	1200	1280	1520	1600	2100	2600	3200
Рейка, мм:
100x10	95,9	132,5	169,5	180,7	197,1	232,2	250,5	270,0	353,0	471,5	507,2
60x10	-	-	-	10,3	-	-	-	-	-	-	-
50x10	-	3,5	6,0	-	8,4	-	-	18,5	24,2	-	9,15
25x10	-	-	-	30,0	-	-	-	-	-	-	-
Брус, мм:
32x32	30,6	10,0	-	-	-	93,6	-	-	-	190,0	-
60x30	-	-	-	33,2	-		-	-	-	-	-
50x30	-	86,5	-	-	-	-	-	-	-	-	-
40x30	-	-	83,6	-	100,7	-	156,9	173,6	227,9	-	329,4
Доска толщиной 19 мм	0,5	1,0	1,0	1,2	1,5	1,6	2,0	2,5	3,0	4,0	4,2

Приложение 3 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для организации и проведения учета стока воды на гидроэлектростанциях (далее

ГЭС) и распространяются на все ГЭС установленной мощностью более 5 Мегаватт (далее

МВт).

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) гидроэлектростанция

электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока;

2) эжекционный эффект

увлечение потоком воды с более высоким давлением воду с более низким давлением.

Иные понятия и определения используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Основные компоненты стока воды, учитываемые на ГЭС

3. Сток воды, проходящий через створ гидроузла, складывается из расходов воды через гидроагрегаты, расходов, сбрасываемых через водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные галереи), расходов на фильтрацию и различного рода протечек (через неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов) и расходов на собственные нужды.

4. В общем балансе стока воды через гидроузел расходы воды через гидроагрегаты, расходы, сбрасываемые через водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные галереи), расходы на фильтрацию и протечки (через неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов) и расходы на собственные нужды не равноценны. Электростанции, входящие в состав каскадов и имеющих водохранилища достаточного объема, пропускают весь расход воды через гидротурбины. Водосбросные сооружения работают короткое время в паводочный период или во время останова гидроагрегатов и при отсутствии свободного объема водохранилища.

5. Фильтрационные расходы воды под сооружениями гидроузла и через земляные плотины, протечки через неплотности затворов и закрытые направляющие аппараты гидротурбин ежесуточно не измеряются, а принимаются в качестве постоянной составляющей. Фильтрационные расходы определяются расчетным путем по числу включений дренажного насоса, автоматически включающегося в работу при достижении уровня воды в сбросных дренажных колодцах и принимаются из проектных данных.

6. Суммарные фильтрационные расходы от всех видов протечек воды на ГЭС (протечки через уплотнения затворов и направляющих аппаратов гидротурбин) составляют незначительную часть общего расхода через гидроузел и не учитываются из-за низкого значения, находящегося в пределах точности измерений расходов гидротурбин и водосбросов.

7. На малых ГЭС, где иногда фильтрационные расходы составляют значительную долю общего стока, рекомендуется натурное уточнение их значения.

8. Для правильного учета стока воды на ГЭС при составлении местных эксплуатационных инструкций оцениваются погрешности отдельных частей и всего суммарного расхода воды в створе гидроузла.

Глава 3. Учет стока воды через гидроагрегаты

9. Учет стока воды через гидроагрегаты по эксплуатационным характеристикам в зависимости от типа ГЭС, количества установленных гидротурбин, характера суточного графика нагрузки, требований точности подразделяется на 5 способов определения среднесуточных расходов воды через гидротурбины:

1) первый способ

за каждый час суток определяют нагрузки агрегата N, киловатт (далее

кВт) и рабочий напор H, метр (далее - м). По этим данным, пользуясь эксплуатационной характеристикой, находят расход воды за каждый час Q_час, кубический метр/секунда (далее - м³/с). Среднесуточный расход определяют по формуле:

(1)

где Q_час - расход воды за каждый час;

2) второй способ

по прибору учета выработки электроэнергии определяют среднюю за сутки нагрузку гидроагрегата (или гидроагрегатов, если расчет ведется для всех гидротурбин одновременно):

(2)

где N_ср

средняя за сутки нагрузка гидроагрегата, кВт;

Э

выработка всеми гидроагрегатом (всеми гидроагрегатами) электроэнергии за расчетный интервал времени, киловатт час (далее

кВт

ч).

По данным отдельных измерений уровней верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для полученных средних значений мощности и напора по расходной характеристике гидроагрегата определяют среднесуточный расход воды через гидротурбины в соответствии с графиками натурных расходных характеристик гидроагрегатов (Q_cр.сут), м³/с;

3) третий способ

по прибору учета выработки электроэнергии определяют среднюю за время работы нагрузку гидроагрегата (или гидроагрегатов, если расчет ведется для всех гидротурбин одновременно):

(3)

где N_ср.р

средняя за время работы нагрузка гидроагрегата, кВт;

t_р

продолжительность работы гидроагрегата (гидроагрегатов) в течение суток, часов.

По данным измерений уровня верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для полученных значений мощности и напора по расходной характеристике гидроагрегата в соответствии с графиками натурных расходных характеристик гидроагрегатов находится средний расход воды через гидротурбину за время ее работы (Q_ср.р). Среднесуточный расход воды через гидротурбины, м³/с, определяется по формуле:

(4)

4) четвертый способ

аналогичен способу, описанному в подпункте 3) пункта 12 настоящих Методических указаний, но при определении среднего расхода за время работы (Qср.р) напор учитывается как среднее значение за время работы гидроагрегата, а не по среднесуточному значению;

5) пятый способ

по графику расчетных значений удельных расходов воды на выработанную или отпущенную электроэнергию (q_в,) метр кубический/киловатт час (далее - м³/(кВт

ч) в зависимости от напора q=f(H) или положения уровня воды в верхнем бьефе q=f(

В

Б). При наличии таких графиков расчет среднесуточных значений расхода воды через гидротурбину производится по показаниям электросчетчиков генераторов. Суточная выработка электроэнергии (Э_сут (кВт

ч)) определяется, по соответствующему графику по полученным значениям (Nср) и среднесуточному подпорному уровню, определяется среднее значение удельного расхода воды (q) за данные сутки, кубический метр/киловатт час (далее - м³/(кВт

ч), 86,4

10^-3

переводной коэффициент из секунды в сутки. Среднесуточный расход воды вычисляется по формуле:

(5)

10. Основным критерием выбора способа определения среднесуточного расхода является обеспечение необходимой точности получаемого результата при минимальных затратах на производство самих измерений и последующих расчетов. По способу, описанному в подпункте 1) пункта 9 настоящих Методических указаний, определяется среднесуточный напор на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

11. По способу, описанному в подпункте 5) пункта 9 настоящих Методических указаний, определяется среднесуточный напор наличии графиков удельных расходов воды.

12. Настоящие Методические указания применяется, если в течение суток колебание уровня верхнего бьефа не наблюдается. При колебаниях, вызывающих снижение напора значения удельных расходов изменяются, учет стока воды производится по графикам удельных расходов воды.

13. Использование эксплуатационных характеристик для учета расхода воды через гидротурбины определяется измерением мощности гидроагрегата и напора.

Глава 4. Погрешность эксплуатационных характеристик

14. Эксплуатационные характеристики, построенные на основании натурных энергетических испытаний, обеспечивается определением расхода по погрешностям, находящимся в пределах 1

2 % от общего расхода. Отклонение заводских значений коэффициента полезного действия (далее

КПД) от фактических может достигать 6 % от общего расхода из-за износа рабочих колес и проточной части и нарушения оптимальной комбинаторной зависимости у турбин поворотно-лопастного типа.

15. При оптимальной комбинаторной зависимости открытие направляющего аппарата гидротурбины находится в таком соотношении с углом разворота лопаток рабочего колеса, что при любом режиме работы гидроагрегата имеет место максимальное значение КПД. Заводские характеристики строятся для оптимальной комбинаторной зависимости. Определение расхода через гидротурбину, при нарушении оптимальной комбинаторной зависимости, будет приводить к занижению значения расхода по сравнению с фактически пропускаемым.

16. Графики удельных расходов воды, которые используются для учета среднесуточного стока через гидроагрегаты строятся на основании эксплуатационных характеристик гидроагрегатов с учетом погрешностей эксплуатационных характеристик.

Глава 5. Погрешности измерения напора гидротурбин и учет потерь

17. Значительная погрешность определения расхода воды через гидротурбину может возникнуть из-за неправильного определения действительного напора гидротурбины.

18. Суммарная погрешность определения напора гидротурбин складывается из погрешностей измерения уровней воды верхнего и нижнего бьефов, определения потерь напора на сороудерживающих решетках, определения потерь напора по длине водопроводящего тракта, из-за неучета эжекционного эффекта и сгонно-нагонных явлений (ветровой донивеляции).

Глава 6. Измерения уровня воды в бьефах и погрешности измерительных приборов

19. Погрешности измерений уровней воды в бьефах зависят как от места установки измерительных приборов и от конструкции. Влияние места установки на точность измерений относится к первичному прибору в местах с минимальными ветровыми и волновыми колебаниями уровня воды с возможностью осмотра прибора, защищенным от плавающих бревен, топляков, сора. Приборы используются с надежной работой при ледоставе и исключении повреждения при подвижке льда или ледоходе, при заиливании бьефов. Показания приборов характеризуются положением уровня бьефа по всему фронту водосбросного сооружения. При широких бьефах правильное измерение трудновыполнимо, поэтому наблюдаются отклонения фактического положения уровня воды от измеряемого.

20. Для получения надежных результатов и предохранения приборов от преждевременного выхода из строя учитываются динамические и статистические характеристики при выборе оборудования, приборами поста наблюдения за уровнем воды.

21. Погрешность измерения приборов характеризуется их классом и условиями эксплуатации. Устанавливаемые на ГЭС типы уровнемеров и перепадомеров имеют класс 2,0 и 2,5. Погрешности находятся в пределах класса точности, оцениваемые в

2 % измеряемого напора.

22. Уровни воды в бьефах и перепады напоров на сороудерживающих решетках измеряются приборами с дистанционной передачей информации на центральный пульт управления ГЭС.

Проверка систем измерения уровня воды в бьефах и перепады напоров на решетках производится 2 раза в год

до и после прохождения паводка, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

23. Отметки нулей водомерных реек или устройств, приводятся к единой системе отметок и периодически (не реже 1 раза в 5 лет) проверяются нивелированием. Для контроля, за исправностью уровнемеров рядом с первичным прибором устанавливается обычная водомерная рейка.

Глава 7. Определение потерь напора на сороудерживающих решетках

24. Точное определение действительного напора на ГЭС зависит от правильного определения потерь напора на сороудерживающих решетках, которые меняются в течение суток и зависят от состояния верхнего бьефа.

При наличии плавающего мусора (в паводок), шуги или льда (зимой) потери значительны и, наоборот, при чистом верхнем бьефе

небольшие и мало отличаются от проектных данных.

25. Другим фактором, влияющим на потери напора на сороудерживающих решетках, является нагрузка гидроагрегата. При больших нагрузках увеличивается расход и скорость потока в створе решеток и пропорционально квадрату скорости возрастают на них потери. Сочетанием этих двух факторов

степенью засоренности бьефа и изменением нагрузок гидроагрегата в течение суток определяются общие потери.

26. На ГЭС с малым числом гидроагрегатов (от 3 до 5) потери на сороудерживающих решетках учитываются для каждого агрегата отдельно по фактически измеренному значению.

27. На многоагрегатных ГЭС учет потерь по каждому гидроагрегату применяются осреднением или принятием среднего значения. Если средние значения потерь напора на решетках изменяются незначительно, их принимают в качестве постоянных.

28. При оперативном контроле среднесуточное значение потерь напора определяется по формуле:

(6)

где

коэффициент, зависящий от конфигурации суточного графика нагрузки ГЭС, равный 0,7-1,0, принимается методом интерполирования;

Qcр

среднесуточный расход через гидротурбину, м3/с;

Qm

расход через гидротурбину, измеренный в часы максимума, м3/с;

потери напора на решетках, измеренные в часы максимума нагрузки, м.

Глава 8. Определение потерь напора по длине водопроводящего тракта

29. На высоконапорных ГЭС или имеющих безнапорный трубопровод, длина которого превышает 100 диаметров, потери напора по длине значительные и их неправильный учет приводит к ошибке в измерении напора.

30. Потери напора по длине водопроводящего тракта пропорциональны квадрату скорости потока. Они определяются во время специальных гидроэнергетических испытаний гидроагрегатов или в процессе эксплуатации и учитываются при построении расходных эксплуатационных характеристик турбин.

31. В эксплуатационных условиях потери по длине напорного тракта определяются по показаниям двух манометров, установленных в начале и в конце водопроводящего тракта. Общие потери, м, по длине водопроводящего тракта определяются выражением:

, (7)

где

и

положение манометра в начале и конце водопроводящего тракта, м;

и

статический напор (отсчет по манометру) в начале и конце водопроводящего тракта, м;

и

скоростной напор (в сечении, где установлен манометр) в начале и конце водопроводящего тракта).

Глава 9. Погрешности из-за не учета эжекционного эффекта

32. На ГЭС совмещенного типа, при включении в работу водосбросных сооружений, действующий напор увеличивается за счет понижения уровня воды нижнего бьефа вследствие эжекционного эффекта. В зависимости от сочетания степени открытия затворов водосброса, режимов работы гидротурбины и характера распределения сбросного расхода, по фронту сооружений гидроузла, понижение нижнего бьефа различно.

По отношению к полному напору ГЭС это составляет от 2 до 8 % от полного действующего напора. Если увеличение напора за счет эжекции не учитывается, расходы воды через гидротурбины определяются с погрешностями такого же порядка.

На совмещенных ГЭС вводят поправку к напору вследствие эжекции.

Глава 10. Погрешности из-за ветровых сгонно-нагонных явлений

33. На многоагрегатных ГЭС из-за ветрового воздействия наблюдается поперечный перекос уровня воды перед фронтом гидротехнических сооружений. Напоры на отдельных гидроагрегатах отличаются один от другого. В результате имеется погрешность в учете стока воды через гидротурбины, поэтому напор для них принимается один и тот же, как постоянный для всех турбин.

Поперечные перекосы уровня верхнего бьефа не учитываются.

Глава 11. Погрешности из-за осреднения напора за измеряемый промежуток времени

34. Для определения точного среднесуточного расхода проводятся почасовые измерения напора и нагрузки, определяется расход через гидротурбину за каждый час, среднесуточное значение находится как среднее из почасовых измерений.

Методические указания применяется на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

На многоагрегатных ГЭС применяется методика определения среднесуточного расхода по средним значениям нагрузки и напора.

В расчеты вводится среднее арифметическое значение напора как среднее из почасовых измерений. В зависимости от нагрузки гидроагрегата и напора меняется расход воды, проходящий через турбину.

35. Среднесуточный расход воды через гидротурбины определяется как средневзвешенный по расходам воды напора.

36. Расхождение между среднеарифметическим и средневзвешенным значениями напора зависит от факторов:

1) графика нагрузки;

2) эксплуатационных характеристик гидроагрегатов;

3) гидравлических характеристик верхнего и нижнего бьефов.

Погрешность определения среднесуточного расхода зависит от его колебаний.

37. Средневзвешенный напор для любого пикового графика нагрузки будет всегда меньше среднеарифметического значения.

Погрешность составляет от 1 до 4 % от средневзвешенного напора. Если расхождение между средневзвешенным напором и среднеарифметическим составило 3 %, полученный расход следует увеличить, умножив его на 1,03.

38. На ГЭС, имеющих водохранилища большого объема (например, сезонного или многолетнего регулирования), изменение напора происходит за счет колебания нижнего бьефа. Верхний бьеф в суточном разрезе колеблется значительно меньше, так как имеется значительный регулирующий объем. Для таких ГЭС полный среднесуточный напор определяется:

1) уровень верхнего бьефа принимается постоянным и равным его среднему значению за сутки;

2) уровень нижнего бьефа

равен среднему значению за время работы агрегатов;

3) разность между уровнем верхнего и нижнего бьефа является полным среднесуточным напором;

4) если погрешность в определении напора за счет осреднения положения нижнего бьефа по среднеарифметическому значению вместо средневзвешенного будет равна или превышать 1 %, в учет стока вводится поправка (постоянное значение), которая оформляется специальным актом;

39. При различном характере суточных графиков нагрузок (например, в паводочный и меженный периоды) и разном значении погрешности вводятся поправки на каждый из этих режимов работы ГЭС.

Глава 12. Суммарная погрешность измерения напора на ГЭС

40. Погрешности, возникающие при определении среднесуточного напора на ГЭС, относятся к систематическим или случайным, в зависимости от местных условий.

41. Основные погрешности на низко-, средне- и высоконапорных ГЭС составили соответственно:

1) 1,8 %, 1,2 % и 0,6 %

из-за определения напора без учета потерь на сороудерживающих решетках (

);

2) 4,2 % и 1 %

из-за определения среднесуточного напора по среднеарифметическому значению (

);

3) 1 - 2 %

из-за инструментальной погрешности (

);

4) 2

8 %

из-за не учета эффекта эжекции на совмещенных ГЭС (

).

42. Систематические погрешности появляются:

1) при не учете потерь на сороудерживающих решетках;

2) при определении напора по среднеарифметическому значению.

Они составляют суммарную погрешность, которая определяется по формуле:

(8)

43. Общая погрешность определения напора составляет:

1) для низконапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды до 20 метров (далее - м):

или в среднем

5,8%;

2) для средненапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды до 70 м):

или в среднем

3,2%;

3) для высоконапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды более 70 м):

или в среднем

1,6%.

44. Погрешности измерений уменьшаются:

1) при учете потерь напора на решетках для низко-, средне- и высоконапорных ГЭС соответственно до 0,7, 0,5, 0,2%;

2) при определении среднесуточного напора по среднеарифметическому значению до 1%.

45. Суммарная погрешность определения напора находится как среднеквадратичное значение двух переменных составляющих

и

в сумме с погрешностью определения среднесуточного напора по среднеарифметическому значению

:

(9)

46. Применять среднюю инструментальную погрешность

1,5%. Погрешность составит:

1) для высоконапорных ГЭС:

или в среднем

1%;

2) для средненапорных ГЭС:

или в среднем

1%;

3) для низконапорных ГЭС:

или в среднем

1%.

47. При использовании настоящих Методических указаний существующими типами уровнемеров и перепадомеров выполняются правила:

1) выбирается место установки уровнемера, определяется его исправностью, производятся контрольные измерения, сравниваются показания уровнемера с показаниями водомерных реек;

2) полный среднесуточный напор находится как разность между среднесуточным уровнем верхнего бьефа и средним за время работы агрегата уровнем нижнего бьефа. При отклонении напора от средневзвешенного значения на 1% вводят соответствующую постоянную поправку;

3) для определения рабочего напора из полученного полного напора исключается осредненное значение потерь напора на сороудерживающих решетках, для деривационных ГЭС и ГЭС с длинными водоводами

среднее значение потерь по длине водопроводящего тракта;

4) осредненное значение потерь напора определяется для нескольких характерных графиков нагрузки гидроагрегатов среднее арифметическое из полученных средних суточных значений и принимается постоянным. Если это приводит к погрешности более 1%, потери принимаются с постоянным значением, но различным для разных графиков нагрузки;

5) введением при необходимости поправочных коэффициентов обеспечивается повышение точности определения среднесуточного напора.

Глава 13. Измерение мощности гидроагрегата и выработки электроэнергии

48. Средняя мощность гидроагрегата за время его работы в течение суток, необходимая для определения среднесуточного расхода, находится как среднеарифметическое значение показаний ваттметров:

, (10)

где

,

,

,

нагрузка гидроагрегата, МВт;

,

, ...,

продолжительность работы гидроагрегата в течение суток с данной постоянной нагрузкой, час.

49. Нагрузка гидроагрегата в течение суток меняется. При постоянной нагрузке измерения производят 1 раз в сутки, и мощность гидроагрегата принимается по среднесуточному значению.

50. Средняя суточная мощность гидроагрегата находится по показаниям ваттметров с использованием формулы (10), и по количеству выработанной за сутки электроэнергии, определенной по счетчику.

51. Погрешность измерения мощности гидроагрегата по щитовым приборам определяется классом измерительных трансформаторов.

Глава 14. Определение среднесуточного расхода воды

52. Погрешности определения среднесуточного расхода воды возникают при переменном суточном графике нагрузки из-за изменения КПД гидроагрегатов.

53. Учет расхода воды через гидротурбину по средней нагрузке гидроагрегата верный, при работе гидроагрегата с постоянной нагрузкой в течение суток. При изменении нагрузки погрешность принимается 4% .

54. При заданной погрешности для расчета среднесуточного расхода используется формула:

, (11)

где

среднесуточный расход воды, м

/с;

среднесуточная мощность гидроагрегата, кВт;

среднесуточный рабочий напор, м;

КПД гидроагрегата для среднесуточных значений

и

.

55. Для упрощения вычислений КПД гидроагрегата принимается постоянным, равным среднему значению максимального и минимального значений за время работы (в данном случае за сутки).

56. При определении общего среднесуточного расхода с погрешностью в пределах

3% расход определяется, используя почасовые данные расходов воды.

Глава 15. Суммарная погрешность определения расхода воды

57. Суммарная погрешность определения расхода воды зависит от погрешностей определения напора, мощности и КПД гидроагрегата. Погрешность определения напора на высоко-, средне- и низконапорных ГЭС составляет от 0,2 до 2,0 %.

58. Погрешности из-за неучтенных изменений КПД при пиковом режиме суточных нагрузок, когда среднесуточный расход вычисляется из формулы мощности агрегата, для КПД принимается значение:

1) для поворотно-лопастных турбин и разных режимов суточного графика нагрузки от 0 до 1,8;

2) для радиально-осевых турбин от 0,6 до 1,1%.

59. Погрешности измерения мощности гидроагрегата по счетчикам выработки электроэнергии или ваттметрам определяются классом измерительного прибора, для подсчетов по счетчикам принимаются равным 1%.

60. Натурные расходные и эксплуатационные характеристики гидротурбин имеют класс точности 1,5%. Для радиально-осевых и при правильно налаженной комбинаторной зависимости для поворотно-лопастных турбин, погрешность заводских характеристик составляет 3%. Погрешности, при условии выполнения приведенных выше рекомендаций принимаются:

1) напора

= 1%;

2) КПД радиально-осевых гидротурбин

= 0,85%;

3) КПД поворотно-лопастных гидротурбин

= 0,9%;

4) мощности

= 1%;

5) натурных эксплуатационных характеристик

= 1,5%;

6) заводских эксплуатационных характеристик

=2,5%.

61. Суммарная погрешность среднесуточного расхода

определяется выражением:

(12)

62. При пользовании натурными эксплуатационными характеристиками погрешность составит:

63. При расчете по заводским характеристикам погрешность будет:

.

64. При некоторых средних условиях измерений определение среднесуточных значений расхода по характеристикам обеспечивается с достаточно высокой точностью в 2

3 %.

Глава 16. Учет стока воды через гидротехнические сооружения

65. Учет производится через все входящие в состав гидроузла водосливные, водосбросные и водозаборные сооружения, включая сооружения специального назначения - рыбопропускные устройства, шугосбросы, промывные устройства, транспортные устройства (плотоходы, бревноспуски, шлюзы). Учету подлежит весь сток, прошедший за сутки через работающие отверстия, с включением в него протечек через неплотности конструкций затворов водосбросных отверстий. На деривационных ГЭС учет стока проводится на станционном и на головном узле.

66. Для всех водопропускных отверстий гидросооружений составляются расходные характеристики учетных значений стока воды через гидротехническое сооружение.

67. Расходные характеристики отверстий гидросооружений составляются с учетом всех возможных эксплуатационных случаев работы данного отверстия в условиях гидроузла.

68. Расходные характеристики водосбросных отверстий, проектируемых и строящихся гидротехнических сооружений проверяются в период ввода сооружения в эксплуатацию с использованием зависимостей:

1) для отверстий, работающих в напорном режиме:

(13)

где

расход воды через водосбросные отверстия, м³/с;

коэффициент расхода (принимается по данным проекта);

площадь отверстия, квадратный метр (далее

м²);

= 9,81, метр/секунда в квадрате (далее - м/с²);

H₀

полный напор, м, равный:

(14)

где

- напор над центром отверстия, м;

- скорость подхода потока к отверстию, метр/секунда (далее - м/с);

2) для отверстий, работающих в безнапорном режиме:

(15)

где

коэффициент расхода при свободном переливе (принимается по данным проекта);

ширина водопропускного отверстия в свету, м;

напор над порогом водослива, м.

69. Расходные характеристики водосбросных отверстий на действующих гидроузлах учитываются натурными гидравлическими испытаниями. Внесение изменений в расходные характеристики после их уточнения допускается при наличии соответствующих обоснований.

Глава 17. Учет среднесуточного расхода воды по эксплуатационным характеристикам

70. Эксплуатационная расходная характеристика строится в виде серии кривых с охватом всех возможных случаев работы водосброса. График наглядно характеризуется изменением расхода через водосброс во всем диапазоне изменения степени открытия затвора и изменения напора.

71. Периодичность определения расходов, проходящих через гидросооружение, не регламентируется. В зависимости от режимов работы водосброса периодичность колеблется от одного раза в час до одного раза в сутки.

72. Среднесуточный расход воды (м³/с), прошедший через водосброс, определяется по формуле:

(16)

где

расход воды через водосброс при данной постоянной степени открытия затвора, м³/с;

продолжительность работы водосброса при данной постоянной степени открытия затвора, час.

73. Общий среднесуточный расход через гидросооружение определяется суммированием среднесуточных значений расходов каждого из отверстий.

Глава 18. Учет стока воды через водосбросные гидротехнические сооружения

74. Водосбросные сооружения ГЭС имеют расходные характеристики, через гидротурбины.

75. Характеристики водосбросных гидросооружений строятся на основании расчета, для крупных и ответственных сооружений

на основании модельных исследований, для ограниченного числа сооружений (менее 2) на основании натурных испытаний.

76. Расходная характеристика изменяться в процессе эксплуатации гидросооружения, после ремонтов и частичных реконструкций узлов, из-за изменений условий подхода потока к водосбросу, при заилении водохранилища Расходная характеристика отличается от проектной на 20%.

77. Расходные характеристики каждого отверстия сооружения гидроузла и группы однотипных отверстий строятся в виде графиков и таблиц и снабжаются краткой пояснительной запиской, содержащей исходные данные и указания по их использованию. Масштабы графиков и ступени таблиц расходных характеристик подбираются для определения расчетного значения расхода воды с погрешностью не более 0,5%.

78. Технические возможности измерительных устройств и применяемых методов измерений обеспечиваются учетом стока на гидросооружениях с погрешностями:

1) для водосливных (безнапорных) отверстий - до 4%;

2) для донных (напорных) отверстий - до 6%;

3) через шлюзы и транспортные системы - до 5%;

4) для служебных и вспомогательных отверстий - до 10%.

79. Учет стока воды через рыбопропускные сооружения, бревноспуски и транспортные устройства производится персоналом, эксплуатирующим эти сооружения, в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации и настоящих Методических указаний не рассматривается.

80. Учет протечек через неплотности затворов производится отдельно в случаях, когда их значения превышают 0,5% фактического расхода водосброса.

Глава 19. Установка расходомеров

81. Установка расходомеров на всех водозаборных и водосбросных сооружениях для измерения количества забираемой и сбрасываемой воды обеспечивается:

1) уменьшением времени и трудозатрат на производство измерений;

2) повышением точности измерений;

3) получением документальных данных о работе оборудования;

4) возможностью автоматизации управления водным режимом.

Глава 20. Требования к расходомерам

82. Основное требование при выборе расходомера надежность и продолжительность срока службы. Оценка надежности проводится по средней продолжительности безотказной работы приборов. Показатели надежности определяются разработчиками и заводом-изготовителем на образцах опытно-промышленной партии. Гарантийный срок работы расходомеров и уровнемеров не менее 18 месяцев.

83. На ГЭС расходомеры устанавливаются с погрешностями, не превышающими приведенные ниже значения:

1) гидроагрегаты ГЭС

3%;

2) безнапорные водосливные отверстия

4%;

3) шлюзы и транспортные средства

5%;

4) напорные водосливные отверстия

6%.

84. Для выполнения требований расходомеры гидротурбин обеспечиваются с классом не ниже 2,0, а расходомеры для гидротехнических сооружений

2,5.

85. Элементы конструкции, материалы и детали, применяемые для изготовления прибора, применяются устойчивые к коррозии, колебания температуры, вибрации. Расходомеры, устанавливаемые на ГЭС сохраняются с постоянной работоспособностью при температуре воздуха до 65^оС и относительной влажности до 98%.

86. Расходомеры и суммирующие устройства используются с выходным сигналом, который может подаваться на записывающие или общие суммирующие устройства и непосредственно в вычислительную машину для регистрации и обработки данных по расходу воды.

87. Расходомеры, предназначенные для учета расхода воды или управления режимами работы водохранилища, принимаются с периодичностью измерений от 5 до10 минут.

88. Дополнительные погрешности, вызываемые изменением напряжения и частоты питающей сети, сильным магнитным полем в окружающем прибор пространстве уменьшаются за счет помехозащитных устройств до значений, обеспечивающих получение результата измерения в допустимых пределах погрешности.

89. Метрологические характеристики расходомеров

время прохождения указателем всей шкалы (быстродействие), вид диаграммы, скорость вращения диаграммного диска или ленты, габаритные размеры прибора и его внешнее оформление - устанавливаются по способу удобства проведения измерений.

Приложение 4 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и применяется для расчета норм расхода сорбентов, используемых в сорбционных фильтрах в технологических схемах очистки сточных вод на тепловых электростанциях.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) сорбент - твердые тела или жидкости, избирательно поглощающие из окружающей среды газы, пары или растворенные вещества;

2) сорбат

поглощенное сорбентом вещество;

3) активированный уголь

пористое вещество, которое получают из различных углеродосодержащих материалов органического происхождения, применяемое для очистки, разделения и извлечения различных веществ из окружающей среды;

4) промышленные сточные воды - воды, использованные на производственные нужды и загрязненные примесями.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методичках, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Расчет норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях

3. Расчет норм расхода сорбентов для обработки сточных вод в настоящей Методике, производится с целью максимального обеспечения степени очистки сточной воды, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

4. Расчет норм произведен на основе выявления эффективности процесса сорбции определяемого:

1) структурой сорбента;

2) химической природой и концентрацией загрязнений;

3) температурой;

4) активной реакцией среды.

5. Повышение температуры снижает степень сорбции, снижение величины кислотности вызывает увеличение сорбции органических веществ сточных вод.

6. Эффективными сорбентами для удаления из воды растворенных органических веществ являются активированные угли, эффективность которых определяется наличием в них микропор.

7. Адсорбционные свойства активированных углей, в соответствии с физическими свойствами зависят от структуры пор и их размера, подразделяемого на три вида:

1) макропоры

0,1-2 микрометров (далее

мкм);

2) переходные

0,004-0,1 мкм;

3) микропоры

0,004 мкм.

8. Суммарный объем микропор является основной характеристикой каждой марки активированного угля.

9. Активированные угли адсорбируют органические вещества неприродного происхождения на стадии глубокой очистки сточных вод при снижении концентрации органических соединений до 90-99%.

10. Суммарный объем микропор определяется для каждой марки активированных углей по формуле:

(1)

где m₁- масса сухого угля, грамм (далее

г);

m- масса влажного угля, г;

- плотность воды, грамм/кубический сантиметр (далее - г/см³), плотность воды, принимают равной 1г/см³ для любой воды при температуре до 35 градусов Цельсия (далее - ⁰С).

11. При добавлении окислителей (озона или хлора) перед подачей воды на угольные фильтры увеличивается срок службы активированного угля до его замены, улучшается качество очищенной воды и проводится очистка от соединений азота.

12. Адсорбционные свойства сорбента, на основе которых проводится расчет норм расхода, определяются изотермой сорбции в соответствии с рисунком согласно приложению 1 к настоящей Методике.

13. Удельная адсорбция с учетом слабо концентрированного раствора сточных вод определяется по формуле:

а =k_адс

C_равн, (2)

где а

удельная адсорбция, килограмм/килограмм (далее - кг/кг);

k_адс

адсорбционная константа распределения сорбата между сорбентом и раствором, ее величина зависит от температуры и принимается в соответствии с физическими условиями применяемого сорбента;

С_равн

равновесная концентрация адсорбируемого из раствора вещества на сорбенте, задается по условиям очистки воды, кг/кг.

14. Разность концентраций растворенного вещества в поверхностном слое и в таком же слое внутри объема раствора, принимается за поверхностный избыток этого вещества.

15. Для поверхностно-активных веществ разность концентраций растворенного вещества в поверхностном слое и в таком же слое внутри объема раствора больше нуля.

16. С увеличением концентрации раствора разность концентраций достигает предельного значения.

17. Оптимальная скорость адсорбционной очистки сточных вод принимается равной w = 1,8 метр/час (далее

м/ч), при диаметре зерен d_з = 2,5 миллиметров (далее

мм).

18. Количество вещества, задерживаемого при сорбции, определяется по формуле:

V = (H

h)

F

a_д (3)

где h

эмпирическая константа, принимается равной 0,089 в соответствии с техническими условиями адсорбентов, применяемых в фильтрах доочистки сточных вод;

F

площадь фильтра, квадратный метр (далее - м²);

а_д

динамическая активность сорбента, принимается в соответствии с данными заводов

изготовителей сорбентов или на основе лабораторных анализов, килограмм/кубический метр (далее - кг/м³).

19. Количество сорбента определяется по формуле:

(4)

где С_равн

равновесная концентрация адсорбируемого из раствора вещества на сорбенте, задается по условиям очистки воды, кг/кг.

20. Концентрация сорбата из расчета вводимого количества сорбента в сточной воде при одноступенчатой схеме сорбции определяется по формуле:

(5)

где Q

количество обрабатываемых сточных вод, кубический метр (далее - м³);

С_н

начальная концентрация загрязнений, кг/кг;

С_к

конечная концентрация загрязнений, кг/кг;

k_adc

адсорбционная константа распределения сорбента между сорбентом и раствором, зависит от температуры и применяется для сточных вод при температуре менее 20 градусов Цельсия (далее

⁰С) 1,2 при температуре 20⁰С и более 1,4;

m

количество сорбента, килограмм (далее

кг).

21. Концентрация сорбата из расчета вводимого количества сорбента в сточной воде с последовательным введением сорбента при двухступенчатой очистке определяется по формуле:

(6)

где С_2к

концентрация сорбента после второй ступени, кг/м³;

m₂

количество вводимого сорбента, кг.

22. При числе ступеней n концентрация сорбата из расчета вводимого количества сорбента после очистки определяется по формуле:

(7)

23. Доза сорбента, вводимого в каждую ступень m_n, рассчитывается по формуле:

(8)

24. Норма расхода сорбента определяется по формуле:

m = n m_n. (9)

где n - число ступеней очистки.

25. Расчет расхода сорбентов производится в соответствии с характеристиками сорбентов, представленными в таблице согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Приложение 1 к Методике расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях

Рисунок 1. Изотерма сорбции

а

в статических условиях, б

в динамических условиях.

	Приложение 2 к Методике расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях
	Таблица

Характеристики сорбентов

Характеристика активированного угля	Марка сорбентов
	ДАК	АГ-2	АГ-3	АГ-5	КАД-иодный	КАД-молотый	БАУ	АР	СКТ	ОУ-А сухой щелочный	ОУ-Б влажный кислый
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Основной размер зерен (более 90 %) мм	1,0-3,6	1,0-3,5	1,5-2,5	1,0-1,5	1,0-1,5	0,04	1,0-3,6	3,5	1,5-2,7	Порошок	Порошок
рН водной вытяжки	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	7-8	6	8	4-6
Удельный объем пор, кубический сантиметр/грамм (далее - см3/г) общий макропор 0,1- 0,004 микрометров (далее - мкм) мезопор 0,0015- 0,004 мкм микропор менее 0,0015 мкм	1,45 1,23 0,04 0,17	0,6 0,22 0,05 0,3	0,3-1 0,41-0,52 0,12-0,16 0,32-0,42	0,8-1,0 0,46 0,18 0,43-0,46	1,0-1,3 0,51-1,0 0,11-0,15 0,29-0,34	0,09 0,11-0,23	1,5-2,1 1,19-1,8 0,08-0,16 0,23-0,35	0,6-0,7 0,3-0,5 0,06-0,07 0,28-0,33	0,8-1,0 0,27 0,20 0,51	- - 0,20 0,28-0,38	1,8 0,15 0,35
Удельная поверхность мезопор, квадратный метр/грамм (далее - м2/г)	-	33	-	-	110	64	57	48	108	138
Плотность, г/см3: кажущаяся истинная насыпная	0,4-0,5 1,8 0,23	0,8-0,9 2 0,6	0,8-0,9 2 0,45	0,8-0,9 2 0,45	0,55-0,65 2,1 0,45		0,4-0,5 1,8 0,22-0,35	1 1,95 0,6	- - 0,38-0,45	- - 0,42	- - 0,44
Структурные константы: W1, см3/г W2, см3/г B1, 106 град-2 B2, 106 град-2	0,17 0,64	0,20 0,13 0,67 2,5	0,3 0,7-0,8	0,25-0,30 0,7-0,8	0,23 0,13 0,7	0,12 1,08	0,22-0,27 0,55-0,7	0,3 0,7-0,8	0,45-0,56 0,6-0,85	- -	- -
Влажность, %	10	5	5	5	10	10	10	15	8	-	-
Прочность на истирание, %	70	75	75	75	90		70	90	70	-	-

Приложение 5 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для расчета норм расхода материалов на воздухораспределительные перегородки аэрожелобов, пневмоаппаратов (пневмослоевых затворов, пневмослоевых переключателей) и пневмозолораспределителей (систем пневмозолоудаления, работающих на принципе псевдоожижения слоя золы в непрерывном режиме при эвакуации и пневмотранспорте золы из бункеров сухих золоуловителей тепловых электростанций (далее

ТЭС)).

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) аэрожелоб

пневматическое устройство, используемое для транспортировки сухих порошковых материалов;

2) пневмоаппарат

пневмоустройство, предназначенное для управления потоком рабочей среды.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Материалы перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы

3. Воздухораспределительная перегородка предназначена для равномерного распределения воздуха по всей длине аэрожелоба для обеспечения эффективного псевдоожижения золы по всей длине аэрожелоба и применяется согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее - Правила технической эксплуатации ТЭС).

В качестве перегородки используются материалы:

1) хлопчатобумажная транспортерная лента двухслойная или четырехслойная в соответствии с требованиями применения для аэрожелобов в соответствии с ГОСТ 332-91 "Межгосударственный стандарт. Ткани хлопчатобумажные и смешанные суровые фильтровальные";

2) ткань стеклянная фильтровальная для аэрожелобов в соответствии с требованиями для фильтрованных тканей, предназначенных для фильтрации нейтральных, слабощелочных, кислых жидких и газообразных сред при температуре не выше 350 градусов Цельсия (далее -

С) в соответствии с ГОСТ 10146-74 "Межгосударственный стандарт. Ткани фильтрованные из стеклянных крученных комплексных нитей. Технические условия";

3) ткань лавсановая фильтровальная термообработанная в соответствии с требованиями к фильтровальным тканям из полиэфирных комплексных нитей, предназначенных для применения в угольной, энергетической промышленности;

4) бельтинг хлопчатобумажный фильтровальный саржевого плетения, в соответствии с требованиями к суровым хлопчатобумажным и смешанным суровым фильтровальным тканям, применяемым в различных отраслях промышленности при фильтровании растворов в качестве фильтровального материала;

5) сетка проволочная тканная фильтровальная полотняного, саржевого или двойного саржевого плетения для аэрожелобов типов П80, П90, П100, П120, С80, С90, С100, С120, СД80, СД120, СД160 в соответствии с требованиями к проволочным, тканным сеткам из низкоуглеродистой и высоколегированной стали, цветных металлов и сплавов, предназначенная для фильтрации, обезвоживания и сушки согласно ГОСТ 3187-76 "Межгосударственный стандарт. Сетки проволочные тканые фильтровые. Технические условия";

6) рукав негерметичный, в соответствии с техническими условиями для металлорукавов, при транспортировании порошкообразных и сыпучих веществ.

4. Натуральные и искусственные тканые материалы взаимозаменяемы. Сетка фильтровальная предназначена для защиты тканых материалов от механических повреждений, прогаров и снижения абразивного износа.

Глава 3. Расчет норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы

5. Расчет норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелобов и пневмоаппаратов для транспорта золы производится с учетом годовой потребности на ремонт аэрогравитационного пневмотранспортного оборудования систем пневмозолоудаление (далее

ПЗУ) ТЭС.

6. Годовая норма расхода относится ко всему комплексу аэрожелобов и пневмоаппаратов, входящих в состав системы ПЗУ.

7. Нормы рассчитываются на полную замену вышедшего из строя материала воздухораспределительной перегородки аэрожелоба или пневмоаппарата.

8. Нормы расхода материалов на ремонт устанавливаются на год эксплуатации и определяются на основании Правил технической эксплуатации ТЭС в оптимальных режимах, регламентированных паспортами, инструкциями и режимными картами заводов-изготовителей и пусконаладочных организаций.

9. Расчетный полный расход материала перегородки на ремонт аэрожелобов системы ПЗУ, определяется по формуле:

(1)

где M_a - полный годовой расход материалов на ремонт перегородки комплекса аэрожелобов, метр/год, (далее - м/год);

m_a - удельный расход материала на ремонт аэрожелобов одного типоразмера, м/год, принимаемый в соответствии с техническими условиями используемых материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы;

L_B - суммарная длина воздухоподводящих камер аэрожелобов всех типоразмеров, метр (далее

м);

n_a - общее число аэрожелобов всех типоразмеров, штук;

c - дополнительная длина материала перегородки, необходимая для закрепления перегородки на воздухоподводящей камере аэрожелоба и равная 1 м.

Приложение 6 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений, эксплуатируемых на блочных щитах управления или в изолированных щитовых помещениях тепловых электростанций.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) текущий ремонт

ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и восстановлении отдельных частей;

2) капитальный ремонт

ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного восстановления ресурса изделия с заменой и восстановлением любых его частей, включая базовые;

3) запасная часть

составная часть изделия, предназначенная для замены, находившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания и восстановления исправности или работоспособности изделия.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Расчет норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

3. При учете запыленности, загрязненности и вибрации, узлы и детали имеют большой износ, нормы для приборов, установленных на местных щитах управления или вблизи действующего оборудования применяются с коэффициентом, согласно Правилам техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859):

1) 1,4 - для электростанций, работающих на пылеугольном топливе;

2) 1,25 - для электростанций, работающих на газомазутном топливе.

4. Расчет норм расхода по прибору и устройству (H_i) распространяется на все приборы средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях и определяется по формуле:

(1)

где

норма расхода i-го материала или запасной части на прибор или устройство, входящее в группу;

коэффициент, характеризующий отношение выбранного параметра данного прибора или устройства к параметру представителя.

5. Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов и преобразователей для измерения температуры включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

1) термометров манометрических;

2) преобразователей измерительных.

6. Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов и преобразователей для измерения температуры принимаются в соответствии с таблицами 1, 2, 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

7. Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

1) преобразователей давления;

2) манометров, вакуумметров, мановакуумметров различных типов и видов;

3) тягомеров, напоромеров, тягонапоромеров.

8. Нормы расхода запасных частей на капитальный ремонт приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения принимаются в соответствии с таблицами 1-39 согласно приложению 2 к настоящей Методике.

9. Нормы расхода запасных частей приборов для определения состава и свойств газов и жидкостей включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

1) автоматических газоанализаторов;

2) газоанализаторов водорода;

3) газоанализаторов на кислород;

4) газоанализаторов термохимических;

5) солемеров;

6) индикаторов содержания солей в паре;

7) преобразователей промышленных.

10. Нормы расхода запасных частей приборов для определения состава и свойств газов и жидкостей принимаются в соответствии с таблицами 1-8 согласно приложению 3 к настоящей Методике.

11. В нормы расхода запасных частей вторичных приборов включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

1) мостов уравновешенных;

2) потенциометров;

3) приборов

регистраторов;

4) приборов многоточечного контроля.

12. Нормы расхода запасных частей вторичных приборов принимаются в соответствии с таблицами 1-21 согласно приложению 4 к настоящей Методике.

13. Нормы расхода запасных частей на приборы и устройства регулирования технологических процессов включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

1) приборов регулирующих;

2) приборов корректирующих;

3) блоков регулирующих релейных;

4) блоков регулирующих аналоговых;

5) импульсаторов;

6) блоков измерительных для токовых сигналов;

7) блоков суммирования токовых сигналов;

8) блоков ограничения;

9) блоков дифференцирования;

10) блоков динамического преобразования;

11) преобразователей аналого-релейных;

12) блоков согласующих приставок;

13) блоков сигнализации;

14) блоков вычислительных операций;

15) блок селектирования;

16) блоков нелинейных преобразований;

17) блоков прецизионного интегрирования;

18) блоков регулирующих импульсных;

19) блоков кондуктивного разделения и суммирования;

20) блоков сравнения четырех токовых сигналов;

21) устройств регулирующих;

22) регулирующих и корректирующих приборов;

23) устройство задающих;

24) размножителей сигналов;

25) индикаторов положения;

26) блоков управления релейного регулятора;

27) исполнительных механизмов;

28) пускателей;

29) датчиков реле давления;

30) датчиков реле протока;

31) датчиков напора;

32) реле уровня полупроводниковых

14. Нормы расхода запасных частей на приборы и устройства регулирования технологических процессов принимаются в соответствии с таблицами 1-45 согласно приложению 5 к настоящей Методике.

Приложение 1 к Методике расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов и преобразователей для измерения температуры

Таблица 1.

Термометры манометрические типа TCM-100 и ТСМ-200

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Термобаллон	1	1	2
2	Стрелка	1	-	3
3	Механизм исполнительный	1	1	3
4	Колодка переходная	1	1	4
5	Циферблат	1	-	2	ТСМ-200
6	Циферблат	1	1	5	TCM-100
7	Щетка	2	-	2
8	Щеткодержатель	1	1	4
9	Пружина трубчатая	1	1	3
10	Подпятник	1	1	4
11	Поводок	1	1	3
12	Заглушка	2	1	6
13	Кронштейн	1	1	4
14	Корпус	1	-	2
15	Скоба	1	1	4
16	Держатель провода	1	1	4
17	Сборка поводка	1	1	3
18	Сборка кожуха	1	-	2
19	Головка приемника	2	2	6
20	Прокладка	2	2	6
21	Крышка	1	-	3
22	Скоба	1	1	4
23	Прижим	1	1	4
24	Стрелка	1	1	3
25	Поводок	1	1	3
26	Пружина	1	1	3

Таблица 2.

Термометры манометрические типа ТПП-СК и ТПГ-СК

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Термосистема	1	22	89	ТПП-СК
2	Термосистема	1	22	89	ТПГ-СК
3	Механизм	1	2	10
4	Электроконтакт	1	3	10
5	Поводок	1	-	2
6	Поводок	1	-	2
7	Ползун	1	1	5
8	Стекло	1	-	1
9	Стрелка	1	1	3,5
10	Тяга	1	2	6
11	Винт	1	-	1,5
12	Блок сигнальный контактный БСК-220		2	10
13	Колодка	1	-	1

Таблица 3.

Преобразователи измерительные типа НП-ТЛ1-М, НП-СЛ1-М

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Блок	1	1	3
2	Блок	1	1	3
3	Блок	1	1	3
4	Блок	1	-	2
5	Блок	1	-	2
6	Блок	1	-	2
7	Блок	1	1	3
8	Блок	1	-	2

Приложение 2 к Методике расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Нормы расхода запасных частей на капитальный ремонт приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения

Таблица 1

Преобразователь давления типа МЭД взаимозаменяемый моделей 22364 и 22365

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел сердечника	1	2	10	МЭД 22365, 22364
2	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	1	3	МЭД 22365
3	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	1	3	МЭД 22364

Таблица 2

Манометр пружинный электрический бесшкальный типа МПЭ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в 1 изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Пружина манометрическая	1	-	1
2	Плунжер	1	-	0,5
3	Преобразователь	1	-	1
4	Катушка	1	4	10
5	Усилитель полупроводниковый	1	-	0,5
6	Катушка	1	4	10
7	Трансформатор	1	-	0,5
8	Штуцер	1	-	0,5
9	Плата	1	-	1

Таблица 3

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие серии ОБМ1-100, ОБМ1-100б, OБB1-100, ОБВ1-100б, ОБМВ1-100 и ОБМВ1-100б

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2	OБB1
3	Механизм	1	-	2	ОБМ1, ОБМВ1 с бортом
4	Механизм	1	-	2
5	Корпус (узел)	1	-	1
6	Держатель (узел)	1	-	2
7	Сектор (узел)	1	2	5
8	Циферблат	1	2	5	OБB1
9	Циферблат	1	2	5	ОБМ1
10	Циферблат	1	2	5	ОБМВ1
11	Спираль	1	5	10
12	Пружина	1	1	3
13	Обечайка	1	-	2
14	Корпус	1	-	1	ОБМВ1 без борта
15	Плата нижняя	1	1	5
16	Плата верхняя	1	1	5
17	Стойка	1	1	3
18	Наконечник	1	1	3
19	Держатель	1	1	3
20	Колонка	2	2	10
21	Ползунок	1	2	5
22	Ось	1	1	5
23	Ось-винт	1	1	5
24	Тяга	1	1	5	ОБВ1
25	Упор	1	1	5	ОБМ1, ОБВ1
26	Трибка	1	-	3
27	Сектор	1	2	5
28	Стекло	1	5	10
29	Винт	1	1	5
30	Шайба	1	1	5
31	Штифт	1	5	10	В наконечник
32	Штифт	1	5	10	В колонку
33	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 4

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие серии ОБМ1-160, OБM1-160б, OБB1-160, ОБВ1-160б, ОБМВ1-160 и OБMB1-160б

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2	ОБМ1
3	Механизм	1	-	2	ОБМ1, ОБМВ1
4	Корпус	1	-	1	С бортом
5	Держатель	1	-	2
6	Сектор (узел)	1	2	5
7	Циферблат	1	2	5	ОБВ
8	Циферблат	1	2	5	ОБМ1
9	Циферблат	1	2	5	ОБМВ1
10	Спираль	1	5	10
11	Пружина	1	1	3
12	Обечайка	1	-	2
13	Корпус	1	-	1	Без борта
14	Плата нижняя	1	1	5
15	Плата верхняя	1	1	5
16	Стойка	1	1	3
17	Наконечник	1	1	3
18	Держатель	1	1	3
19	Колонка	2	2	10
20	Ползунок	1	2	5
21	Ось	1	2	5
22	Ось-винт	1	1	5
23	Тяга	1	1	5
24	Упор	1	1	5	ОБМ1, ОБВ1
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Стекло	1	5	10
28	Винт	1	2	5
29	Шайба	1	2	5
30	Штифт	1	5	10
31	Штифт	1	5	10
32	Штифт	1	5	10

Таблица 5

Манометры показывающие, серии ОБМГн1-100 и ОБМГн1-100б

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2
3	Корпус (узел)	1	-	1	С бортом
4	Держатель (узел)	1	-	2
5	Сектор	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5
7	Спираль	1	5	10
8	Пружина	1	1	3
9	Обечайка	1	-	2
10	Корпус	1	-	1	Без борта
11	Плата нижняя	1	1	5
12	Плата верхняя	1	1	5
13	Стойка	1	1	3
14	Держатель	1	-	3
15	Колонка	2	2	10
16	Ползунок	1	2	5
17	Ось	1	2	5
18	Ось-винт	1	1	5
19	Тяга	1	1	5
20	Упор	1	1	5
21	Трибка	1	-	3
22	Сектор	1	2	5
23	Стекло	1	5	10
24	Шайба	1	1	5
25	Винт	1	1	5
26	Штифт	1	5	10	В наконечник
27	Штифт	1	5	10	В колонку
28	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 6

Манометры показывающие серии ОБМГн1-160 и ОБМГн1-160б

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2
3	Корпус (узел)	1	-	1	С бортом
4	Держатель (узел)	1	-	2
5	Сектор (узел)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5
7	Спираль	1	5	10
8	Пружина	1	1	3
9	Обечайка	1	-	2
10	Корпус	1	-	1	Без борта
11	Плата верхняя	1	1	5
12	Плата нижняя	1	1	5
13	Стойка	1	-	3
14	Колонка	2	2	10
15	Ползунок	1	2	5
16	Ось	1	2	5
17	Ось-винт	1	1	5
18	Тяга	1	1	5
19	Упор	1	1	5
20	Трибка	1	-	3
21	Сектор	1	2	5
22	Стекло	1	5	10
23	Винт	1	1	5
24	Шайба	1	1	5
25	Штифт	1	5	10	В наконечник
26	Штифт	1	5	10	В колонку
27	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 7

Манометры показывающие серии ОБМГв1-160 и ОБМГв1-160б

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2
3	Корпус (узел)	1	-	1	С бортом
4	Держатель	1	-	2
5	Сектор (узел)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5
7	Спираль	1	5	10
8	Обечайка	1	-	2
9	Корпус	1	-	1	Без борта
10	Плата нижняя	1	1	5
11	Плата верхняя	1	1	5
12	Стойка	1	1	3
13	Колонка	2	2	10
14	Ползунок	1	2	5
15	Ось	1	2	5
16	Ось-винт	1	1	5
17	Тяга	1	1	5
18	Упор	1	1	5
19	Трибка	1	-	3
20	Сектор	1	2	5
21	Стекло	1	5	10
22	Винт	1	1	5
23	Шайба	1	1	5
24	Штифт	1	5	10	В наконечник
25	Штифт	1	5	10	В колонку
26	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 8

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие серии МОШ1-100, ВОШ1-100 и МВОШ1-100

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2	вош
3	Механизм	1	-	2	мош, мвош
4	Держатель (узел)	1	-	2
5	Сектор (узел)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5	вош
7	Циферблат	1	2	5	мош
8	Циферблат	1	2	5	МВОШ
9	Спираль	1	5	10
10	Пружина	1	1	3
11	Корпус	1	-	1
12	Плата нижняя	1	1	5
13	Плата верхняя	1	1	5
14	Стойка	1	1	3
15	Наконечник	1	1	3
16	Держатель	1	1	3
17	Колонка	2	2	10
18	Ползунок	1	2	5
19	Кольцо	1	-	1
20	Ось	1	2	5
21	Ось-винт	1	2	5
22	Тяга	1	2	5
23	Тяга	1	2	5	вош
24	Упор	1	1	5	мош, вош
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Стекло	1	5	10
28	Шайба	1	2	5
29	Тяга	1	5	10	В наконечник
30	Тяга	1	5	10	В колонку
31	Тяга	1	5	10	В трибку

Таблица 9

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие серии МОШ1-160, ВОШ1-160 и МВОШ1-160

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Стрелка	1	2	5
2	Механизм	1	-	2	вош
3	Механизм	1	-	2	мош, мвош
4	Держатель (узел)	1	-	2
5	Сектор (узел)	1	2	5
6	Циферблат	1	2	5	вош
7	Циферблат	1	2	5	мош
8	Циферблат	1	2	5	мвош
9	Спираль	1	5	10
10	Пружина	1	1	3
11	Плата нижняя	1	1	5
12	Плата верхняя	1	1	5
13	Корпус	2	-	2
15	Стойка	1	1	3
16	Наконечник	1	1	3
17	Колонка	2	3	10
18	Держатель	1	1	3
19	Ползунок	1	2	5
20	Кольцо	1	-	1
21	Ось	1	2	5
22	Ось-винт	1	2	5
23	Тяга	1	2	5
24	Упор	1	1	5	мош вош
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Стекло	1	5	10
28	Шайба	1	2	5
29	Штифт	1	5	10	В наконечник
30	Штифт	1	5	10	В колонку
31	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 10

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие сигнализирующие серии МП4, ВП4 и МВП4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Механизм	1	2	10	МВП4-V
2	Электроконтакт	1	2	10	МП4, ВП4, ВП4-III
3	Датчик	1	1	3	МП4, ВП4, МВП4-V
4	Стрелка	1	1	3	МП4, ВП4
5	Стрелка	1	1	3	МП4-IV, МВП4
6	Стрелка	1	1	3	МП4-V, ВП4-V, МВП4-V
7	Плата нижняя	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-VI
8	Плата верхняя	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-VI
9	Колодка	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-VI
10	Держатель с наконечником	1	2	8	МП4, МП4-IV, ВП4
11	Держатель с наконечником	1	2	8	MП4-III, IV, V, VI
12	Трибка	1	1	4	МП4-VI
13	Сектор	1	1	3	МП4-VI
14	Сектор	1	1	3	МП4-VI, ВП4-VI, МВП4-IV
15	Винт	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-III-IV
16	Винт	1	-	2	МП4, ВП-4, МВП4-VI
17	Узел обратной связи	1	3	13	МП4, ВП4, МВП4-V
18	Механизм	1	2	10	ВП4-III, ВП4-IV
19	Блок сигнальный контактный БСК-220	1	15	60	МП4, ВП4 МВП4-III
20	Стрелка	1	-	3	МП4, ВП4, МВП4 - III-IV
21	Рычаг	1	-	3	МП4, ВП4, МВП4-VI
22	Поводок	1	-	1	МП4, ВП4, МВП4-IV
23	Поводок	1	-	1	То же
24	Поводок	1	-	1	МП4, ВП4, МВП4-III
25	Ползун	1	1	5
26	Пружина	1	-	1	МП4, ВП4, МВП4-V
27	Пружина	1	-	1	МП4-V
28	Заслонка	1	1	3	МП4-V
29	Сопло	1	1	4	МП4-V
30	Стекло	1	-	2	МП4, ВП4, МВП4-IV
31	Винт специальный	1	-	1,5	МП4, МП4-IV, ВП4, МВП4-III, IV
32	Винт	1	-	1,5

Таблица 11

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие электроконтактные типа ЭКМ-1У, ЭКВ-1У и ЭКМВ-1У

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство контактное	1	-	2
2	Колодка	1	-	2
3	Стрелка	1	2	5
4	Механизм	1	-	2
5	Механизм	1	-	2	ЭКМ-1У, ЭКМВ-1У
6	Держатель (узел)	1	-	2
7	Сектор (узел)	1	2	5
8	Стекло	1	-	2
9	Циферблат	1	2	5	ЭКВ-1У
10	Циферблат	1	2	5	ЭКМ-1У
11	Циферблат	1	2	5	ЭКМ-1У
12	Спираль	1	5	10
13	Пружина	1	1	3
14	Крышка	1	-	5
15	Корпус	1	-	1
16	Плата нижняя	1	2	5
17	Плата верхняя	1	2	5
18	Стойка	1	1	3
19	Наконечник	1	1	3
20	Держатель	1	1	3
21	Колонка	2	2	10
22	Ползунок	1	2	5
23	Кольцо	1	-	2	экв-1У, ЭКМВ-1У
24	Ось	1	2	5
25	Ось-винт		2	5
26	Тяга	1	2	5
27	Упор	1	2	5
28	Трибка	1	1	3
29	Сектор	1	2	5
30	Стекло	1	-	2
31	Винт 5x8	1	2	5
32	Винт 3x8	1	2	5
33	Винт 4x8	1	2	5
34	Винт М3х25	1	2	5
35	Винт М5х18	2	2	4
36	Шайба	1	2	5
37	Штифт	1	5	10	В наконечник
38	Штифт	1	5	10	В колонку
39	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 12

Электроконтактный манометр показывающий типа ЭКМ-2У с пределом измерений от 160 до 600 кгс/см²

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство контактное	1	-	2
2	Устройство контактное	1	-	2
3	Стрелка	1	2	5
4	Механизм	1	-	2
5	Держатель (узел)	1	-	2
6	Сектор	1	2	5
7	Стекло (узел)	1	-	2
8	Циферблат	1	2	5
9	Спираль	1	5	10
10	Пружина	1	-	2
11	Корпус	1	-	1
12	Плата нижняя	1	2	5
13	Плата верхняя	1	2	5
14	Стойка	1	-	3
15	Держатель	1	-	2
16	Колонки	2	3	10
17	Ползунок	1	2	5
18	Кольцо	1	-	2
19	Ось	1	2	5
20	Ось-винт	1	2	5
21	Тяга	1	2	5
22	Упор	1	2	5
23	Стекло	1	-	2
24	Держатель	1	-	2
25	Трибка	1	1	3
26	Сектор	1	2	5
27	Штифт	1	5	10	В наконечник
28	Штифт	1	5	10	В колонку
29	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 13

Манометр показывающий электроконтактный типа ЭКМ-2У с пределом измерений - 1000 и 1600 кгс/см²

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство контактное	1	-	2
2	Стрелка	1	2	5
3	Механизм	1	-	2
4	Держатель	1	-	2
5	Сектор	1	2	5
6	Стекло (узел)	1	-	2
7	Стекло	1	1	2
8	Циферблат	1	2	5
9	Спираль	1	5	10
10	Корпус	1	-	1
11	Плата нижняя	1	2	5
12	Плата верхняя	1	2	5
13	Стойка	1	-	3
14	Колонка	2	3	10
15	Ползунок	1	2	5
16	Кольцо	1	-	2
17	Ось	1	2	5
18	Ось-винт	1	2	5
19	Тяга	1	2	5
	Упор	1	2	5
20	Трибка	1	1	3
21	Сектор	1	2	5
22	Шайба	1	2	5
23	Штифт	1	5	10	В наконечник
24	Штифт	1	5	10	В колонку
25	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 14

Манометр, вакуумметр и мановакуумметр показывающий электроконтактный типа ВЭ-16Рб с пределом измерений до 100 кгс/см²

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	Устройство контактное	1	-	2
2	Стрелка	1	2	5
3	Механизм	1	-	2	Вакуумметр
4	Механизм	1	-	2
5	Держатель (узел)	1	1	2
6	Сектор	1	2	5
7	Стекло	1	1	2
8	Клемма	3	-	3
9	Циферблат	1	2	5	Вакуумметр
10	Циферблат	1	2	5	Манометр
11	Циферблат	1	2	5	Мановакуумметр
12	Спираль	1	5	10
13	Крышка	1	-	1
14	Плата нижняя	1	2	5
15	Плата верхняя	1	2	5
16	Стойка	1	1	3
17	Корпус с основанием	1	-	1
18	Наконечник	1	-	2
19	Держатель	1	-	2
	Колонка	2	3	10
20	Ползунок	1	2	5
21	Ось	1	2	5
22	Ось-винт	1	2	5
23	Тяга	1	2	5
24	Упор	1	2	5
25	Трибка	1	-	3
26	Сектор	1	2	5
27	Винт	6	3	6
28	Шайба	1	2	5
29	Штифт	1	5	10	В наконечник
30	Штифт	1	5	10	В колонку
31	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 15

Манометр показывающий электроконтактный типа ВЭ-16Рб с пределом измерений от 160 до 600 кгс/см²

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство контактное	1	-	2
2	Стрелка	1	1	5
3	Механизм	1	-	2
4	Держатель (узел)	1	1	2
5	Сектор	1	-	5
6	Стекло	1	1	2
7	Клемма	3	1	3
8	Циферблат	1	1	5
9	Спираль	1	2	10
10	Крышка	1	-	1
11	Плата нижняя	1	1	5
12	Плата верхняя	1	1	5
13	Стойка	1	1	3
14	Колонка	2	2	10
15	Ползунок	1	1	5
16	Ось	1	1	5
17	Ось-винт	1	1	5
18	Тяга	1	1	5
19	Упор	1	1	5
20	Трибка	1	1	3
21	Сектор	1	1	5
22	Корпус с основанием	1	-	1
23	Стекло	1	1	2
24	Винт	6	1	6
25	Шайба	1	1	5
26	Штифт	1	5	10	В наконечник
27	Штифт	1	5	10	В колонку
28	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 16

Манометр показывающий электроконтактный типа ВЭ-16Рб с пределом измерений 1000 и 1600 кгс/см²

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство контактное	1	-	2
2	Стрелка	1	1	5
3	Механизм	1	-	2
4	Держатель (узел)	1	1	2
5	То же (узел)	1	1	2
6	Сектор	1	1	5
7	Стекло	1	1	2
8	Клемма	1	1	3
9	Циферблат	1	1	5
10	Спираль	1	3	10
11	Корпус	1	-	1
12	Корпус с основанием	1	-	1
13	Крышка	1	-	1
14	Плата нижняя	1	1	5
15	Плата верхняя	1	1	5
16	Стойка	1	1	3
17	Колонка	2	3	10
18	Ползунок	1	1	5
19	Ось	1	1	5
20	Ось-винт	1	1	5
21	Тяга	1	1	5
22	Упор	1	1	5
23	Трибка	1	1	3
24	Сектор	1	1	5
25	Шайба	1	1	5
26	Винт	6	2	6
27	Штифт	1	5	10	В наконечник
28	Штифт	1	5	10	В колонку
29	Штифт	1	5	10	В трибку

Таблица 17

Манометр типа МТС

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
2	Перо	5	2	10
3	Пружина манометрическая	1	1	5
4	То же	1	1	5
5	Кривошип	1	-	1
6	Механизм привода часовой МПЧ-24-3-1-АМ	1	2	8,5	MTC-712
7	Двигатель синхронный многополюсный ДСМ 1/300-П-220УЧ2	1	2	8,5	MTC-711
8	Зажим диаграммы	1	1	3
9	Ось	1	-	1,3
10	Перо	1	70	300

Таблица 18

Манометр типа ММЭ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Коробка мембранная	1	-	1
2	Кольцо 120-125-33-1	1	2	10
3	Штуцер		-	0,5
4	Преобразователь	1	2	10
5	Катушка	1	2	10
6	Трансформатор	1	-	0,5
7	Усилитель полупроводниковый	1	-	0,5
8	Плунжер	1	-	0,5
9	Прокладка	1	4	15

Таблица 19

Тягомер типа ДТ-2

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Катушка дифференциального трансформатора	1	-	1
2	Мембрана	1	2	10

Таблица 20

Тягомер, напоромер, тягонапоромер мембранный показывающий серии ТМП-52, НМП-52 и ТНМП-52

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Коробка мембранная	1	4	18
2	Стрелка	1	6	24
3	Ось	1	6	24
4	Рычаг	1	7	29
5	Винт	2	-	2
6	Винт	1	-	2
7	Винт	2	-	2
8	Стекло	1	1	5

Таблица 21

Манометр взаимозаменяемый типа ДМ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	160 кгс/см2
2	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	250 кгс/см2
3	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	400 кгс/см2
4	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	630 кгс/см2
5	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1000 кгс/см2
6	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1600 кгс/м2
7	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	2500 кгс/м2
8	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	0,4 кгс/см2
9	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	0,63 кгс/см2
10	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1,0 кгс/см2
11	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	1,6 кгс/см2
12	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	2,5 кгс/см2
13	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	4,0 кгс/см2
14	Блок мембранный (ДМ3564, ДМ3566)	1	1	5	6,3 кгс/см2
15	Узел плунжера	1	2	10	ДМ3564, ДМ3566
16	Клапан	2	5	20	ДМ3564, 3566, 23573, 23574
17	Клапан	2	2	10	ДМ3564, 3566, 23573, 23574
18	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	0,4 кгс/см2
19	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	0,63 кгс/см2
20	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	1,0 кгс/см2
21	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	1,6 кгс/см2
22	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	2,5 кгс/см2
23	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	4,0 кгс/см2
24	Блок мембранный (ДМ3577)	1	1	5	6,3 кгс/см2
25	Плунжер	1	1	5	ДМ3577
26	Плунжер	2	5	20	ДМ22364, 22365
27	Клапан	2	5	20	ДМ3577, 28582
28	Блок мембранный ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	160 кгс/см2
29	Блок мембранный ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	250 кгс/см2
30	Блок мембранный ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	400 кгс/см2
31	Блок мембранный ДМ23573, ДМ 23574	1	1	5	630 кгс/см2
32	Плунжер	1	3	10	ДМ23573, 23574
33	Плунжер	1	1	5	1000 кгс/см2
34	Плунжер	1	1	5	1600 кгс/см2
35	Плунжер	1	1	5	2500 кгс/см2
36	Плунжер	1	1	5	0,4 кгс/см2
37	Плунжер	1	1	5	0,63 кгс/см2
38	Плунжер	1	1	5	1,0 кгс/см2
39	Плунжер	1	1	5	1,6 кгс/см2
40	Плунжер	1	1	5	2,5 кгс/см2
41	Плунжер	1	1	5	4,0 кгс/см2
42	Плунжер	1	1	5	6,3 кгс/см2
43	Плунжер	1	1	10	ДМ23582
44	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	0,4 кгс/см2
45	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	0,63 кгс/см2
46	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	1,0 кгс/см2
47	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	1,6 кгс/см2
48	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	2,5 кгс/см2
49	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	4,0 кгс/см2
50	Блок мембранный (ДМ23582)	1	1	5	6,3 кгс/см2
51	Узел держателя с пружиной	1	2	10	ДМ3577, 23582
52	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	-	3	ДМ23573, 23574
53	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	-	3	ДМ23573, 23574
54	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	-	3	ДМ23582
55	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	-	3	ДМ23582
56	Сборка катушки дифференциального трансформатора	1	-	3	Все модели
57	Клапан	2	4	20	ДМ3577, 23582

Таблица 22

Манометр типа ДМ 3537

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
2	Блок мембранный 160, 250, 400, 630 кгс/см2	1	7	30
3	Блок мембранный 1000, 1600, 2500, 0,4 кгс/см2	1	7	30
4	Блок мембранный 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 кгс/см2	1	7	30
5	Блок мембранный 0,016; 0,025; 0,04; 0,063 кгс/см2	1	7	30
6	Блок мембранный 0,1; 0,16; 0,25; 0,40; 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 кгс/см2	1	7	30
7	Преобразователь дифтрансформаторный	1	2	10
8	Преобразователь дифтрансформаторный	1	2	10
9	Плунжер	1	2	10
10	Плунжер	1	2	10

Таблица 23

Манометр типа ДММ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Датчик индукционный	1	-	1
2	Мембранный блок	1	2	10
3	Мембранный блок	1	2	10
4	Плунжер	1	-	2
5	Клапан	2	-	2
6	Клапан	2	-	2

Таблица 24

Манометры типа ДМЭ и ДМЭР

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Коробка мембранная (рабочая)	1	-	1
2	Коробка мембранная (компенсационная)	1	-	1
3	Линза	1	-	0,1
4	Плунжер	1	-	0,5
5	Катушка	1	-	1	ДМЭ
6	Усилитель полупроводниковый	1	-	0,5	ДМЭР
7	Преобразователь	1	-	0,5	ДМЭ
8	Катушка	1	2	10	ДМЭР
9	Усилитель полупроводниковый	1	-	0,5	ДМЭ
10	Трансформатор	1	2	10	ДМЭР
11	Катушка	1	2	10	Дмэ
12	Кольцо уплотнительное	1	-	1
13	Вентиль		2	9
14	Усилитель полупроводниковый	1	-	0,5

Таблица 25

Манометр типа ДСЭР

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Преобразователь	1	-	1
2	Катушка	1	2	10
3	Трансформатор	1	2	10
4	Катушка	1	2	10
5	Усилитель полупроводниковый	1	-	0,5
6	Плунжер	1	-	0,5
7	Катушка	1	2	10
8	Кольцо 060-065-33-1 резина B-14	1	10	40
9	Кольцо 018-022-25-2 резина B-14	1	10	40
10	Кольцо 150-000-33-1 резина B-14	1	10	40
11	Вентиль запорный	1	2	8,5
12	Усилитель	1	-	5
13	Головка вентильная	1	1	5

Таблица 26

Манометры типа ДСП-778Н, ДСП-770Н, ДСП-781Н и ДСП-786Н

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел сильфона	1	5	20
2	Вентиль запорный	3	2	9
3	Блок сигнальный фотоэлектрический БСФ-222	1	15	60	ДСП778Н
4	Фотосопротивление (узел)	1	1	6	ДСП778Н
5	Механизм сигнальный	1	-	1
6	Стрелка	1	-	0,3	ДСП786Н
7	Преобразователь электрический МП-Л	1	2	9	ДСП786Н
8	Ось	1	1	3
9	Трубка торсионная	1	5	20
10	Блок пружинный	1	5	20
11	Стрелка	1	-	0,3	ДСП780Н
12	Кольцо уплотнительное	2	50	200

Таблица 27

Манометры типа ДСП-778В, ДСП-780В, ДСП-781В и ДСП-786В

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел сильфона	1	5	20
2	Ось	1	1	3
3	Трубка торсионная	1	5	20
4	Блок пружинный	1	5	20
5	Кольцо уплотнительное	2	10	40
6	Вентиль запорный	2	2	8,5
7	Блок сигнальный фотоэлектрический БСФ-220	1	15	60	ДСП-778В
8	Фотосопротивление (узел)	1	2	6
9	Стрелка	1	1	3	ДСП 780 и ДСП 781
10	Стрелка	1	1	3	ДСП 778В и ДСП 786В
11	Механизм сигнальный	1	-	1	ДСП 778Н

Таблица 28

Манометр типа ДСП-787Н

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел сильфона	1	5	20
2	Механизм пневмодатчика	1	4	18
3	Ось	1	1	1,3
4	Трубка торсионная	1	5	20
5	Блок пружинный	1	5	20
6	Штуцер	1	2	8
7	Сопло	1	2	10
8	Кольцо уплотнительное	2	50	200
9	Реле пневматическое	1	-	1
10	Стрелка	1	-	0,3
11	Заслонка	1	2	8
12	Вентиль запорный	3	2	8,5

Таблица 29

Манометр типа ДСП-787В

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел сильфона	1	5	20
2	Механизм пневмодатчика	1	4	18
3	Ось	1	1	3
4	Трубка торсионная	1	5	20
5	Блок пружинный	1	5	20
6	Штуцер	1	2	8
7	Сопло	1	2	10
8	Кольцо уплотнительное	2	50	200
9	Стрелка	1	-	1
10	Заслонка	1	2	8
11	Вентиль запорный	3	2	9

Таблица 30

Манометры типа ДСС-710Н, ДСС-710чН, ДСС-712Н, ДСС-732Н

ДСС-734чН

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Реле пневматическое	1	-	1	ДСС-710Н, 712Н, 710чН
2	Узел сильфона	1	5	20
3	Зажим диаграммы	1	1	3
4	Ось	1	-	1,3
5	Трубка торсионная	1	5	20
6	Блок пружинный	1	5	20
7	Кольцо уплотнительное	2	50	200
8	Перо	1	25	100
9	Перо	1	25	100	ДСС-732Н, 734чН, 734Н
10	Вентиль запорный	3	2	8,5
11	Электродвигатель ДСМ 1/300-П-220	1	2	8,5	ДСС-710Н
12	Механизм привода часовой МПЧ-24-3-1-АМ	1	2	8,5

Таблица 31

Манометры типа ДСС-710В, ДСС-710чВ, ДСС-732В, ДСС-734В и ДСС-734чВ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел сильфона	1	5	20
2	Зажим диаграммы	1	1	3
3	Ось	1	-	1,3
4	Трубка торсионная	1	5	20
5	Блок пружинный	1	5	20
6	Кольцо уплотнительное	2	50	200
7	Перо	1	25	100
8	Перо	1	25	100	ДСС-732В, 734В, 734чВ
9	Вентиль запорный	3	2	9
10	Электродвигатель ДСМ 1/300-П-220	1	2	8,5	ДСС-710В, ДСС-734В
11	Механизм привода часовой МПЧ-24-3-1-АМ	1	2	8,5	ДСС-710чВ, ДСС-734чВ

	Таблица 32

Манометры ртутные показывающие типа ДП-780, ДП-780Р и ДП-781Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Прокладка	6	15	70
2	Ось	1	-	2
3	Магнит постоянный	1	3	15
4	Магнитопровод	1	3	15
5	Стрелка	1	-	0,3
6	Ось	1	-	1,5
7	Планка	1	1	4
8	Вентиль запорный исп. 1 (ОБ 22044-015)	1	2	9
9	Прокладка	1	15	70
10	Ось с волоском	1	2	10	ДП-780, ДП-780Р
11	Пружина	1	2	10	ДП-780, ДП-780Р

Таблица 33

Манометры ртутные самопишущие типа ДП-710, ДП-710Р, ДП-710ч, ДП-710чР и ДП-712Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Планка	1	1	4
2	Зажим диаграммы	1	1	3
3	Ось	1	-	2
4	Магнит постоянный	1	3	15
5	Магнитопровод	1	3	15
6	Ось	1	3	15
7	Перо	1	70	300
8	Вентиль запорный исп. 1 (ОБ22044-015)	3	2	9
9	Прокладка	6	20	70
10	Электродвигатель ДСМ 1/300-П-220УЧ.2	1	2	8,5	ДП-710 и ДП-710Р
11	Механизм привода часовой МПЧ-34-3-1-АМ	1	2	8.5	ДП-710 и ДП-710Р

Таблица 34

Манометры показывающие типа ДПМ-780 и ДПМ-780Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук.	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Муфта уплотнительная	1	-	3
2	Ось	1	1	3
3	Прокладка	1	3	7
4	Вентиль запорный исп. 1 (ОБ22044-015)	3	2	8,5
5	Стрелка	1	1	3	ДПМ-780
6	Стрелка	1	1	3	ДПМ-780Р

Таблица 35

Манометры самопишущие типа ДПМ-710, ДПМ-710P, ДПМ-710ч, ДПМ-710чР и ДПМ-712Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Зажим диаграммы	1	1	3
2	Муфта уплотнительная	1	1	3
3	Ось	1	1	2
4	Прокладка	1	2	7
5	-"-	1	3	14
6	Перо	1	50	100
7	Прокладка	6	2	7
8	Электродвигатель ДСМ 1/300-П-220 УЧ.2	1	2	9	ДПМ-710, ДПМ-710Р
9	Механизм привода часовой МПЧ-24-3-1-АМ	1	2	9	ДПМ-710ч, ДПМ 710чР
10	Вентиль запорный	3	2	9

Таблица 36

Манометры дифференциальные поплавковые ртутные типа ДП-778 и ДП-778Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Прокладка	6	15	70
2	Блок сигнальный фотоэлектрический БСФ-220	1	15	60
3	Фотосопротивление	1	2	6
4	Стрелка	1	-	0,3
5	Магнит постоянный	1	4	15
6	Магнитопровод	1	4	15
7	Ось	1	4	15
8	Вентиль запорный (ОБ 220-44-015)	3	2	8,5
9	Планка	2	1	4
10	Ось	1	-	1,3

Таблица 37

Манометры ртутные типа ДП-787 и ДП-787Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Механизм пневмодатчика	1	4	18
2	Планка	1	1	4
3	Ось	1	-	1,3
4	Магнит постоянный	1	3	15
5	Магнитопровод	1	3	15
6	Стрелка	1	-	0,3
7	Ось	1	3	15
8	Штуцер	1	4	13
9	Сопло	1	2	10
10	Заслонка	1	2	7
11	Прокладка	6	2	7
12	Вентиль запорный исп. 1 (ОБ 22044-015)	3	2	8,5
13	Реле пневматическое	1	-	1
14	Ось с волоском	1	2	10
15	Пружина	1	2	10

Таблица 38

Манометры типа ДПМ-787 и ДПМ-787Р

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Механизм пневмодатчика	1	4	18
2	Муфта уплотнительная	1	-	3
3	Ось	1	-	2
4	Штуцер	1	2	8
5	Прокладка	2	6	21
6	Сопло	1	3	10
7	Заслонка	1	1	3
8	Прокладка	1	1	3
9	Вентиль запорный (ОБ 22044-015)	1	2	9
10	Стрелка	1	-	1	ДПМ-787
11	Стрелка	1	-	1	ДПМ-787Р

Таблица 39

Манометр типа ДКО-3702

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Преобразователь дифтрансформаторный	1	8	32
2	Пружина	1	6	26
3	Прокладка	1	12	50
4	Кольцо уплотнительное	1	8	30
5	Указатель	1	2	10
6	Ключ	1	-	1

Приложение 3 к Методике расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Нормы расхода запасных частей приборов для определения состава и свойств газов и жидкостей

Таблица 1

Газоанализатор автоматический серии ТП 1120

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Блок чувствительных элементов	1	22	80
2	Трансформатор	1	4	20
3	Каркас катушки	1	7	40
4	Ниппель	2	12	80
5	Прокладка	4	70	280
6	Каркас катушки	4	10	40
7	Гайка накидная	2	15	60
8	Глазок	1	7	30
9	Прокладка	1	7	30

Таблица 2

Газоанализатор водорода серии ТП 1116У4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Блок чувствительных элементов	1	24	100
2	Трансформатор	1	5	20
3	Каркас катушки	1	7	30
4	Ниппель	2	12	80
5	Прокладка	4	70	280
6	Каркас катушки	4	10	40
7	Гайка накидная	2	15	60
8	Глазок	1	7	30
8	Крышка	4	37	160
9	Мембрана	1	20	80
10	Штуцер	2	20	80
11	Прокладка	2	30	120
1	Клапан	2	30	120

Таблица 3

Газоанализатор на кислород серии MH-5106M

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Датчик с резисторами	1	5	20
2	Комплект чувствительных элементов	1	16	80
3	Каркас катушки	5	4	20
4	Прокладка	6	150	600
5	Штуцер	1	7	30
6	Глазок	1	7	30
7	Фильтр	2	35	60
8	Ниппель	1	10	40
9	Побудитель	1	2	10
10	Диффузор	1	20	90
11	Сопло	1	20	90
12	Упор	1	12	50
13	Сосуд уравнительный	1	25	100
14	Сопло	1	20	90
15	Трансформатор	1	5	20

	Таблица 4

Газоанализатор термохимический серии ТХГ5М-У4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Пробирка с катализатором	1	-	1
2	Термопара	1	-	1
3	Элемент чувствительный сравнительный	1	-	1
4	Элемент чувствительный рабочий	1	-	1

Таблица 5

Солемер серии СКМ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Термокомпенсатор	1	7	30
2	Колодка	1	2	10
3	Втулка	1	5	20
4	Кольцо	5	42	240
5	Прокладка	1	10	60
6	Термокомпенсатор	1	7	30
7	Электрод	1	2	10
8	Колодка	1	2	10
10	Втулка	1	7	30
12	Прокладка	1	10	60
13	Термокомпенсатор	1	7	30
14	Электрод	1	2	10
15	Электрод	1	2	10
16	Колодка	1	2	10
18	Втулка	1	7	30
20	Прокладка	1	10	60

Таблица 6

Индикатор содержания солей в паре серии РЭС-106

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Дроссель верхний	1	3	12
2	Дроссель	1	3	12
3	Сито	1	3	11
4	Изолятор нижний	1	2	10
5	Изолятор верхний	1	2	10

Таблица 7

Преобразователь промышленный типа П-201

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Ручной термокомпенсатор ТКР-3	1	-	2

Таблица 8

Преобразователи промышленные серии рН-261 и рН-261Н

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Вибропреобразователь ВПВ	1	2	10

Приложение 4 к Методике расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Нормы расхода запасных частей вторичных приборов

Таблица 1

Мосты уравновешенные типа КСМ1, потенциометр типа КСП1 и приборы типа КСД1 и КСУ1

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство сигнализирующее двухконтактное	1	2	10
2	Устройство сигнализирующее трехконтактное	1	10	40
3	Реостатное устройство для ДУ	1	1	5
4	Реостатный задатчик	1	1	5
5	Катушка индукционная	1	2	10
6	Пружина с контактами	3	1	5
7	Пружина с контактами	4	2	10
8	Кулачок линейный	1	2	10
9	Кулачок линейно-квадратичный	1	5	10
10	Перо	1	3	15
11	Блок дифтрансформатора	1	2	10
12	Барабан в сборе	1	2	10
13	Вал	1	2	5
14	Каретка в сборе	1	2	10
15	Колесо зубчатое	1	2	10
16	Крышка собранная	1	1	5
17	Кронштейн	1	1	5
18	Фиксатор	3	1	5
19	Обойма собранная	3	2	10
20	Ось с храповиком	1	2	10
21	Пружина	1	2	10
22	Редуктор в сборе	1	2	10
23	Ролик	4	5	20
24	Сердечник со штоками	1	2	10

	Таблица 2

Мосты уравновешенные КПМ1, потенциометр КПП1 и приборы КПД1 и КПУ1

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Устройство сигнализирующее двухконтактное	1	2	10
2	Устройство сигнализирующее трехконтактное	1	2	10
3	Реостатное устройство для ДУ	1	1	5
4	Реостатный задатчик	1	1	5
5	Катушка индукционная	1	1	5
6	Пружина с контактами	4	4	10
7	Кулачок линейный	1	2	10
8	Кулачок линейно-квадратичный	1	2	10
9	Барабан в сборе	1	2	10
10	Вал	1	1	5
11	Колесо зубчатое	1	2	10
12	Крышка собранная	1	1	5
13	Кронштейн	1	1	5
14	Фиксатор	3	2	10
15	Обойма собранная	3	2	10
16	Ось с храповиком	1	2	10
17	Пружина	1	2	10
18	Ролик	4	5	20
19	Сердечник со штоками	1	2	10
20	Стрелка в сборе	1	2	10

Таблица 3

Мосты уравновешенные самопишущие КСМ2, потенциометр самопишущий КСП2 и автоматические показывающие регистрирующие одноканальные приборы типа КСД2 и КСУ2

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Гильза	1	1	7
2	Кронштейн	1	-	2
3	Обойма печатающая	1	2	7
4	Валик	1	3	12
5	Втулка	1	1	7
6	Защелка	1	2	10
7	Шайба стопорная	3	3	12
8	Усилитель двухканальный УДФ с коммутацией	3	4	21
9	Плата с измерительной схемой	2	3	14
10	Обойма собранная	1	1	5
11	Редуктор	1	-	2
12	Муфта	1	-	2
13	Каретка печатающая	1	2	9
14	Обойма с валиком	1	2	9
15	Перо	1	5	20
16	Кронштейн со втулками	1	2	12
17	Кронштейн	1	2	12
18	Шкив	1	3	12
19	Гильза	1	1	7
20	Колесо зубчатое	1	1	9
21	Колесо зубчатое Z-43 с храповиком	1	3	11
22	Колесо зубчатое Z-43 с храповиком Z-40, М-0,5	1	3	11
23	Колесо зубчатое Z-30, M-0,5	1	3	11
24	Колесо зубчатое Z-45, М-0,5	1	3	11
25	Рычаг со втулкой	1	2	10
26	Рычаг	1	2	10
27	Кулачок	1	2	10
28	Движок	1	2	10
29	Движок	1	1	7
30	Катушка компенсационная	1	1	7
31	Гильза	1	1	7
32	Реохорд	2	2	14
33	Каретка с пером	1	2	8
34	Колесо цилиндрическое прямозубое	1	-	1
35	Группа контактная	1	1	3
36	Прокладка	2	4	12
37	Пружина	2	4	15
38	Пружина с контактом	1	4	12
39	Редуктор	1	1	5
40	Трос	1	1	3
41	Фиксатор	1	5	20
42	Барабан	1	1	4
43	Блок дифференциально -трансформаторный	1	-	3
44	Втулка	1	-	1
45	Вкладыш	1	-	1
46	Валик	1	-	2
47	Группа контактная	1	1	8
48	Движок с осями	1	-	2
49	Задатчик сигнализации	1	1	4
50	Крышка	1	-	3
51	Колесо зубчатое Z-32	1	-	1
52	Ключ	1	-	3
53	Каретка пера	1	-	2
54	Катушка	2	-	6
55	Катушка индукционная	1	-	2
56	Крышка	1	-	3
57	Каркас катушки	1	-	1
58	Коробка с обоймами	1	-	3
59	Мотор моментный	1	2	10
60	Механизм лентопротяжный	1	1	4
61	Механизм счетный	1	-	2
62	Основание циферблата	1	-	3
63	Основание	1	-	2
64	Обойма печатающая	1	1	6
65	Ось	1	-	2
66	Пластина	1	-	1
67	Прокладка	2	10	40
68	Пружина	8	15	66
69	Переключатель	1	1	4
70	Перо с трубкой	1	2	10
71	Поводок	1	1	5
72	Пружина с контактами	1	1	5
73	Ролик	1	1	5
74	Редуктор с двигателем	1	-	2
75	Редуктор	1	-	2
76	Реохорд	3	3	18
77	Скоба	1	-	2
78	Стрелка	2	-	6
79	Спираль реохорда	1	1	6
80	Сердечник со штоками	1	-	3
81	Токоподвод	1	1	4
82	Угольник	2	-	4
83	Чехол	1	-	3
84	Шайба	1	5	20

Таблица 4

Мосты уравновешенные автоматические типа KBM1

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Усилитель полу-проводниковый УПД2-04	1	1	4
2	Плата	2	2	12
3	Двигатель с валиком	1	2	10
4	Задатчик унифицированный	1	1	5
5	Циферблат	4	-	4
6	Крышка	1	-	2
7	Пружина	1	-	1
8	Переключатель	1	-	2
9	Переключатель	1	-	2
10	Реохорд	1	-	2
11	Основание	2	-	2
12	Стекло	1	1	5
13	Пружина	1	-	1
14	Диск	1	1	5
15	Пружина	1	1	6
16	Ключ	1	-	1

Таблица 5

Потенциометр автоматический КВП1 и прибор автоматический измерительные

видео типа КВУ1

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	Источник питания стабилизированный ИПСЗ-01	1	1	5
2	Усилитель УПД1-03, УПД1-04	1	1	4
3	Плата	2	2	12
4	Двигатель с валиком	1	2	10
5	Задатчик унифицированный	1	1	5
6	Циферблат	2	-	2
8	Крышка	1	-	2
9	Пружина	1	-	1
10	Переключатель	2	-	4
11	Циферблат	2	-	2
12	Стекло	1	1	5
13	Пружина	1	-	1
14	Ключ	1	-	1
15	Реохорд	1	-	2
16	Основание	2	-	2
17	Диск	1	1	5
18	Пружина	1	1	6

Таблица 6

Приборы показывающие сигнализирующие с реостатным задатчиком или дополнительным устройством типа КВД1

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в 1 изделии, шт.	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Усилитель полу-проводниковый УПДЗ-01	1	1	4
2	Двигатель с валиком	1	2	10
3	Задатчик унифицированный	1	1	5
4	Блок	1	-	2
5	Циферблат	2	-	2
6	Плата с конденсаторами	1	1	5
7	Крышка	1	-	8
8	Пружина	2	-	1
9	Основание	2	-	2
10	Циферблат	2	-	2
11	Стекло	1	-	5
12	Пружина	1	-	1
13	Диск	1	1	5
14	Ключ	1	-	1

Таблица 7

Мост уравновешенный типа КСМ4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Реохорд	2	3	10
2	Реохорд собранный	2	3	10
3	Основание с планкой	2	-	1
4	Пружина с контактами	1	3	10
5	Обойма с секторами	1	3	10
6	Держатель с визиром	3	-	6
7	Усилитель с запасными деталями УЭД2-03	1	5	20
8	Усилитель с запасными деталями	1	5	20
9	То же У2М-02	1	5	20
10	Двигатель синхронный СД54	2	4	20
11	Двигатель РД-09А с осью	3	6	30
13	Колесо зубчатое	4	4	12
14	Ролик	1	1	1
15	Щиток с роликом	2	-	2
16	Трос	1	2	8
17	Щиток	1	50	200

Таблица 8

Потенциометр типа КСП4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Реохорд	7	7	35
2	Основание с планкой (токосъемная спираль)	1	-	1
3	Основание с планкой (для 100% задатчика)	2	-	1
4	Пружина с контактами	1	3	10
5	Обойма с секторами	1	2	10
6	Держатель с визиром	4	-	8
7	Усилитель с запасными деталями УЭД1-03	1	5	20
8	Усилитель с запасными деталями	1	5	20
9	Усилитель с запасными деталями У1М-02	1	5	20
10	Двигатель синхронный СД54	2	4	20
11	Двигатель РД-09А с осью	3	6	30
12	Колесо зубчатое	4	4	12
13	Ролик	1	-	1
14	Щиток с роликом	2	-	2
15	Трос	1	2	8
16	Щиток	2	50	100

Таблица 9

Автоматический показывающий регистрирующий прибор типа КСУ4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Реохорд	1	1	5
2	Реохорд собранный	2	2	10
3	Основание с планкой	2	-	1
4	Пружина с контактами	1	-	2
5	Обойма с секторами	1	3	10
6	Держатель с визиром	3	-	6
7	Усилитель с запасными деталями УЭД1-03	1	5	20
8	Усилитель с запасными деталями	1	5	20
9	То же У1М-02	1	5	20
10	Двигатель синхронный СД54	2	4	20
11	Двигатель РД-09А с осью	3	6	30
12	Колесо зубчатое	4	4	12
13	Ролик	1	-	1
14	Щиток с роликом	2	-	2
15	Трос	1	2	8

Таблица 10

Мост уравновешенный типа КСМЗ, потенциометры автоматические типа КСПЗ и КСУЗ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Каркас с обмоткой	1	-	2
2	Задатчик реостатный 10%	1	-	2
3	Плата	1	-	2
4	Приставка перепускного клапана ППК-1	1	-	1
5	Задатчик контактный	1	-	2
6	Колодка клеммная	2	-	1
7	Стрелка в сборе	1	-	1
8	Привод диаграммы	1	-	1
9	Перо	1	4	15
10	Держатель диаграммы	1	-	1
11	Шайба специальная	1	1	5
12	Колодка клеммная	3	-	1
13	Сопротивление переменное	1	-	2
14	Блок измерительный в сборе без жгута	4	8	24	кспз-п
15	Блок измерительный в сборе без жгута	1	2	6	КСУЗ
16	Шкала	1	-	1
17	Устройство сигнальное без жгута	1	2	10
18	Плата без жгута	3	-	9	КСПЗ-П
19	Движок	1	1	5	КСПЗ-П
20	Плата без жгута	1	-	3	КСУЗ
21	Реохорд в сборе	1	1	5
22	Движок	2	2	10
23	Блох сигнализации	1	1	5
24	Баллон	1	-	3
25	Гильза	2	2	8
26	Трансформатор питания	1	2	10
27	Устройство записи	1	2	10
28	Контактодержатель	2	4	16
29	Приставка ППР-1М	1	1	4
30	Трансформатор	3	6	30
31	Узел дифтрансформатора	1	2	8
32	Реохорд в сборе (СПДБ-20М)	1	1	5
33	Движок	1	1	5

Таблица 11

Мосты уравновешенные самопишущие МС и МСР, потенциометры самопишущие ПС и ПСР, приборы самописцы типа ДС и ДСР

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Редуктор	1	2	5
2	Колесо зубчатое	18	-	8
3	Редуктор	1	2	5
4	Колесо	1	-	1
4	Колесо зубчатое косозубое Z-16, m-0,5	1	-	1
5	Червяк	1	-	1
6	Шестерня с колесом червячным	1	-	1
7	Колеса цилиндрические прямозубые	2	-	1
8	Плата с зубчатыми колесами собранная	1	-	1
9	Втулка с колесом зубчатым собранная	1	-	1
10	Колесо зубчатое со втулкой собранное	2	-	2
11	Каретка печатающая	1	-	5
12	Храповик с колесом зубчатым	2	-	2
13	Собачка со втулкой	1	-	1
14	Обойма собранная	1	-	1
15	Диск профильный	1	-	1
16	Переключатель	1	-	2
17	Пластина собранная	1	-	1
18	Колесо зубчатое с колпачком	1	-	1
19	Механизм переключающий	1	-	2
20	Собачка с осью	2	-	2
21	Пружина	3	-	3
22	Бугель с кронштейном собранный	1	-	1
23	Катушка индукционная	2	-	4
24	Сердечник собранный	1	-	1
25	Рычаг собранный	1	-	1
	Сердечник со стержнем	1	-	1
26	Катушка собранная индукционная	1	-	2
27	Сердечник со стержнем	1	-	1
28	Катушка индукционная	1	-	2
29	Кулачок собранный	2	-	2	ДС, ДСР
30	Колесо зубчатое собранное	8	-	8
31	Контактная группа собранная	7	-	3
32	Диск собранный	5	-	3
33	Втулка с диском совранная	1	-	1
34	Ролик собранный	2	-	2
35	Направляющая	2	-	2
36	Указатель	3	-	3
37	Рычаг собранный со скобкой	1	-	1
38	Реостат собранный	2	-	3
39	Пластина с обмоткой	2	-	4
40	Контакт	1	-	1
41	Ролик контактный собранный	1	-	1
42	Рычаг собранный	1	-	1
43	Спираль реостата	1	-	1
44	Реостат собранный	1	-	2
45	Ролик	1	-	1	ДС, ДСР
46	Втулка с подшипниками	1	-	1
47	Полукольцо собранное	1	-	1
48	Ролик с подшипниками собранный	1	-	1
49	Электромагнит	1	-	1	ДС, дср
50	Пружина	1	-	1
51	Рычаг	2	-	2
52	Коромысло	1	-	1
53	Кольца собранные	2	-	1
54	Счетчик собранный	1	-	1	ДС, ДСР
55	Плата с зубчатыми колесами	1	-	1	ДС, ДСР
56	Колесо зубчатое с осью	1	-	1
57	Кронштейн собранный с колесом	1	-	1	ДС, ДСР
58	Колесо зубчатое	1	-	1
59	Колодка собранная	1	-	1
60	Пружина контактная собранная	1	-	1
61	Угольник с пружиной контактной	1	-	1
62	Блок выпрямителя	1	-	1
63	Панель с катушками	1	2	8	ПС
64	Панель с катушками	1	2	8	МС
65	Подгоночная катушка	2	-	3
66	Катушка	10	1	5
67	Рычаг с держателем	1	-	1
68	Реохорд собранный	1	1	5
69	Спираль реохорда	2	-	4
70	Основание реохорда	1	-	1
71	Катушка с обмоткой	4	1	5
72	Ролик	1	-	1
73	Ось собранная	1	-	1
74	Ось	1	-	1
75	Колесо косозубое	1	-	1
76	Ролик	1	-	1
77	Упор	1	-	1
78	Каретка пишущая	1	1	5
79	Держатель собранный	1	-	1
80	Трубка	1	-	1
81	Пружина	1	-	1
82	Остов замка	1	-	1
83	Гайка с накидкой	1	-	1
84	Пружина	1	-	1
85	Ключ	1	2	10
86	Катушка	1	1	5
87	Собачка со втулкой	1	1	3
88	Храповик	1	1	4
89	Втулка	1	-	3	ДС, ДСР
90	Колесо зубчатое Z-20, m-0,6	1	-	2	ДС, ДСР
91	Кулачок квадратичный	1	1	3	ДС, ДСР
91	Кулачок равномерный	1	1	3	ДС, ДСР
93	Кожух собранный	1	-	2	ДС, ДСР
94	Плата собранная	1	-	3	ДС, ДСР
95	Пластина с обмоткой	1	-	2	ДС, ДСР

Таблица 12

Мост уравновешенный показывающий типа МПР4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	Трансформатор силовой	1	2	10
2	Трансформатор входной	1	2	8
3	Усилитель электронный	1	2	8
4	Реохорд собранный	2	6	24
5	Сопротивление Rм	1	-	9
6	Группа контактная собранная	3	9	30
7	Пружина с контактами	1	2	8
8	Плата с комплектом катушек	1	-	10
9	Шкала	1	-	12
10	Группа контактная собранная	1	2	5

Таблица 13

Потенциометр автоматический показывающий типа ППР4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор силовой	1	2	10
2	Трансформатор входной	1	2	8
3	Усилитель электронный	1	2	8
4	ИПС-148П источник питания	1	2	8
5	Реохорд собранный	1	3	11
6	Сопротивление компенсационное Rм	1	-	9
7	Реохорд собранный	1	4	12
8	Группа контактная собранная	14	8	40
11	Пружина с контактами	1	2	10
12	Плата с комплектом катушек	1	2	10
13	Шкала	1	2	12

Таблица 14

Мост автоматический показывающий типа MП-4K

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор силовой	1	1	10
2	Трансформатор входной	1	2	8
3	Пружина с контактами	1	4	15
4	Плата с комплектом катушек	1	-	10
5	Шкала	1	-	12
6	Усилитель электронный	1	-	8

Таблица 15

Миллиамперметр типа M1740

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Рама	1	-	3
2	Пружина	8	-	14
3	Рамка	4	-	5
4	Растяжка	4	-	8

Таблица 16

Милливольтметры типа Ш4500 и Ш4501

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	Механизм измерительный	1	2	10
2	Система подвижная	1	2	10
3	Элемент КТ	1	3	12	Ш4500
4	Каркас	1	-	8	Ш4500
5	Прокладка	1	24	100	Ш4500
6	Прокладка	1	10	40	Ш4500
7	Элемент РУ	1	4	20	Ш4501
8	Элемент СТ	1	5	22	Ш4501

Таблица 17

Логометры типа Ш69000 и Ш69006

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей водном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Механизм измерительный	1	2	10
2	Система подвижная	1	2	10
3	Панель контактная на 6 точек	2	6	26
5	Панель контактная на 8 точек	2	6	24
6	Крышка	2	2	12
7	Элемент МН	1	3	12	Ш69006

Таблица 18

Потенциометр постоянного тока типа ПП-63

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Реостат	2	-	2
2	Реохорд	1	-	1
3	Переключатель секционированный	1	1	1
4	Клемма	1	-	1
5	Тумблер ТП1-2	1	-	1
6	Тумблер TB2-1	1	-	1

Таблица 19

Приборы многоточечного контроля вместе со щеточным переключателем типа ВМД

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Узел дифференциального трансформатора	2	15	20	ВМД4864 ВМД4862
2	Узел дифференциального трансформатора	1	10	50	ВМД4882
3	Усилитель УП 4866	1	10	40	ВМД4862 ВМД4864
4	Сборка кулачка	1	3	15	ВМД4864
5	Сборка кулачка	1	7	30	ВМД4882
6	Шкала	1	2	7
7	Трансформатор	2	4	20	ВМД4882
8	Устройство сигнальное	1	2	10	ВМД4882
9	Кулачок линейный	1	25	100	ВМД4882
10	Кулачок квадратичный	1	25	100	ВМД4882
11	Шкала	1	25	100	ВМД4882
12	Усилитель	1	25	100	ВМД4882
13	Сборка трансформатора	1	25	100	ВМД4882
14	Сборка кулачка	1	25	100	ВМД4882
15	Сборка дифференциального трансформатора с рычажной системой	1	25	100	ВМД4882
16	Сигнальное устройство	1	25	100	ВМД4882
17	Узел дифференциального трансформатора	1	25	100	ВМД4882

Таблица 20

Прибор измерительный ДПР4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор силовой	1	2	10
2	Трансформатор входной	1	1	8
3	Катушка индукционная	2	4	20
4	Реохорд собранный	1	3	12
5	Пружина с контактами	1	3	15
6	Группа контактная собранная	12	8	35
7	Кулачок со втулкой	2	3	15
8	Шкала	1	3	12
9	Усилитель электронный	2	4	14

Таблица 21

Приборы ферродинамические типа ПВФС1, ВФС1 и ВФП1

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Бачок с пером	1	4	15
2	Блок зубчатых колес	4	-	12
3	Колесо зубчатое со втулкой	1	-	3
4	Колесо зубчатое	4	4	12
5	Блок зубчатых колес	7	-	21
6	Шестерня	1	1	3
7	Лекало линейное	2	-	3
8	Лекало корнеизвлекающее	2	-	3
9	Трансформатор	1	-	3
10	Двигатель конденсаторный Д32-П2	1	7	30
11	Микродвигатель синхронный ДСМ-2-П-320	1	10	40
12	Усилитель 4УНФ1	1	-	3
13	Лампа НСМ9-60	1	7	30
14	Преобразователь пневматический ПП	1	-	3
15	Преобразователь ферродинамический ПФ	2	-	3
16	Преобразователь частотный ПГ	1	-	3
17	Усилитель УПМ-ДРЧ	1	5	20

Приложение 5 к Методике расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Нормы расхода запасных частей на приборы и устройства регулирования технологических процессов

Таблица 1

Приборы регулирующие типа Р25

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Субблок P-012	1	-	3
2	Субблок P-013	1	-	3	Р25.3
3	Трансформатор	1	-	3	Р25.3
4	Субблок P-011	1	-	3
5	Трансформатор	2	-	4

Таблица 2

Приборы корректирующие типа K15

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	3	-	6
2	Субблок P-012	1	-	3
3	Субблок P-015	1	-	3
4	Субблок P-013	1	-	3	K15.3

Таблица 3

Приборы корректирующие типа K16

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	1	-	2
2	Субблок Ф-016	1	-	3
3	Трансформатор	1	-	2
4	Субблок P-012	1	-	3
5	Субблок P-013	1	-	3	K16.3

Таблица 4

Приборы корректирующие типа К26

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Субблок P-012	1	-	3	К26.2
2	Субблок P-013	1	-	3	К26.3
3	Трансформатор	1	-	3
4	Субблок Ф026	1	-	3

Таблица 5

Блок регулирующий релейный типа P21

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя УВ-41	1	-	4
2	Усилитель постоянного тока УР-2	1	-	4
3	Трансформатор	1	-	2
4	Переключатель	8	-	16
5	Модуль усилителя	1	-	4

Таблица 6

Блок регулирующий, аналоговый, типа P12

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя УВ-21	1	-	4
2	Модуль усилителя УВ-22	1	-	4
3	Переключатель	4	-	8
4	Модуль усилителя	1	-	4
5	Модуль источника питания	1	-	3
6	Модуль усилителя	1	-	4

Таблица 7

Импульсатор типа Р33

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя	1	-	4
2	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 8

Блок измерительный для токовых сигналов типа ИО4

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль генератора МГ-2	1	-	2
2	Трансформатор	2	-	4
3	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 9

Блок суммирования токовых сигналов типа А04

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя	1	-	4
2	Модуль преобразователя МП-04	2	-	2
3	Модуль генератора МГ-2	1	-	2
4	Трансформатор	1	-	2
5	Переключатель	1	-	2
6	Модуль усилителя	1	-	4
7	Модуль источника питания	1	-	3
8	Модуль преобразователя МП-04	1	-	2
9	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 10

Блоки типа A31, А32 и А33

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя	2	-	4
2	Модуль компаратора К-1	1	-	3
3	Трансформатор	1	-	2
4	Модуль усилителя	2	-	4
5	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 11

Блок ограничения типа Н02

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя	1	-	4
2	Модуль усилителя	1	-	4
3	Модуль усилителя	1	-	4
4	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 12

Блок дифференцирования типа Д01 и блок динамического преобразования типа Д03

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	Модуль усилителя	1	-	4	Д01
2	Переключатель	2	-	4	Д01
3	Модуль усилителя	1		4	Д01, Д03
4	Модуль источника питания	1	-	3	Д01
5	Модуль источника питания	1	-	3	Д03

Таблица 13

Преобразователь аналого-релейный типа Л02

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль усилителя	1	-	4
2	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 14

Блок согласующих приставок типа B-21

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль согласующих приставок МСП-1	3	-	2

Таблица 15

Блок сигнализации типа БСГ-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MCM1-2	2	-	5
2	Модуль MCH1	1	-	5
3	Модуль МДФ4	1	-	5
4	Модуль МНО2	1	-	5
5	Модуль MHO1	1	-	19
6	Блок БМ2	2	-	3
7	Блок БМ3	2	-	3
8	Блок БМ6	2	-	3
9	Вилка штепсельная однополюсная	1	-	2
10	Трансформатор	1	-	1

Таблица 16

Блок вычислительных операций типа БВО-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MCM1-2	1	-	5
2	Модуль МВО	1	-	5
3	Модуль MCH1	1	-	5
4	Модуль МИП1	1	-	6
5	Блок БМ1	1	-	3
6	Блок БМ3	3	-	3
7	Блок БМ4	1	-	3

Таблица 17

Блок селектирования типа БСЛ-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MCM1-2	3	-	5
2	Модуль МСГ	1	-	5
3	Модуль MCH1	1	-	5
4	Модуль МСМ2-3	1	-	5
5	Блок БМ1	4	-	3
6	Блок БМ3	4	-	3

Таблица 18

Блок нелинейных преобразований типа БНП-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MСM1-3	3	-	5
2	Модуль MCМ2-2	1	-	5
3	Модуль MCH1	1	-	5
4	Блок БМ3	1	-	3
5	Блок БМ4	7	-	3

Таблица 19

Блок прецизионного интегрирования типа БПИ-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MHЧ1	1	-	14
2	Модуль МДЧ	1	-	5
3	Модуль МЦА	1	-	5
4	Модуль МСН2	1	-	5
5	Модуль МЛУ1	1	-	5
6	Модуль МПС	1	-	5
7	Модуль МРС	1	-	5
8	Блок БМ2	2	-	3

Таблица 20

Блок регулирующий импульсный типа РБИ1-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук.	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МРИ	1	-	43
2	Модуль MHO1	1	-	12
3	Модуль MПB1	1	-	5
4	Модуль MCH1	1	-	5
5	Блок БМ3	2	-	3
6	Модуль МНО-3	1	-	3
7	Модуль МУМ1	1	-	3

Таблица 20

Блок регулирующий импульсный типа РБИ2-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MCH1	1	-	5
2	Модуль МРИ	1	-	43
3	Модуль MHO1	1	-	19
4	Модуль МАП-Д	1	-	90
5	Блок БМ3	3	-	3
6	Модуль МПВ-1	1	-	3

Таблица 21

Блок регулирования аналоговый типа РБА-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МРА	1	-	5
2	Модуль MCH1	1	-	5
3	Модуль МПР	1	-	10
4	Модуль МКД	1	-	10
5	Модуль MKP1	1	-	3
6	Модуль МОС	1	-	5
7	Блок БМ2	2	-	3
8	Блок БМ3	1	-	3
9	Модуль МИП-2	1	-	3

Таблица 22

Блок кондуктивного разделения и суммирования типа БКР1-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль MKP1	1	-	3
2	Модуль МПР	1	-	10
3	Модуль MCH1	1	-	5
4	Модуль МДФ3	1	-	5
5	Блок БМ3	2	-	3
6	Модуль MCM1-2	1	-	5

Таблица 23

Блок кондуктивного разделения двухканальный, типа БКР2-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МКР2	2	-	10
2	Модуль МПР	2	-	10
3	Модуль MCH1	1	-	5
4	Модуль МДФ2	1	-	8

Таблица 24

Блок кондуктивного разделения с двухпредельной сигнализацией, типа БКРЗ-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МКР2	1	-	3
2	Модуль МПР	1	-	10
3	Модуль MCH1	1	-	5
4	Модуль МДФ3	1	-	5
5	Модуль МНО2	1	-	19
6	Блок БМ2	2	-	3

Таблица 25

Блок сравнения четырех токовых сигналов, типа БСЛ-04

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МПР	4	-	10
2	Модуль MCH1	1	-	5
3	Модуль МКР2	4	-	10
4	Модуль МДФ1	1	-	5
5	Модуль МСМ4	1	-	5
6	Модуль МСГ	1	-	5
7	Блок БМ4	4	-	3
8	Блок БМ7	4	-	3

Таблица 26

Блок нелинейного преобразования, типа БНП-04

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МДФ3	1	-	5
2	Модуль MCM1-3	3	-	5
3	Модуль МСМ2	1	-	6
4	Модуль МKP1	1	-	3
5	Модуль MCH1	1	-	5
6	Модуль МПР	1	-	10
7	Модуль МИП1-1	1	-	6
8	Блок БМ4	7	-	6

Таблица 27

Блок динамических преобразований, типа БДП-Ш, П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Модуль МН4-2	1	-	5
2	Модуль МЛУ1	1	-	5
3	Модуль МСН2	1	-	5
4	Модуль МД4	1	-	5
5	Модуль MРC	1	-	5
6	Модуль МПВ2	1	-	5
7	Модуль МЦА	1	-	5
8	Блок БМ1	1	-	3
9	Блок БМ2	2	-	3
10	Блок БМ3	2	-	3

Таблица 28

Устройство регулирующее, типа РП-2

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Блок усилителя	1	-	1
2	Блок триггера	1	-	1
3	Блок питания	1	-	1
4	Блок обратной связи	1	-	1

Таблица 29

Регулирующие и корректирующие приборы, типа РПИБ и КПИ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Усилитель магнитный	1	-	2	РПИБ-Т, ТПИБ-Т2, КПИ-Т, КПИ-Т2
2	Блок электронный	1	-	2	РПИБ (все модификации)
3	Узел пусковой	1	-	1	То же
4	Блок измерительный И-С-62	1	-	2	КПИ-С, РПИБ-С
5	Блок измерительный И-2С-62	1	-	2	КПИ-2С, РПИБ-2С
6	Блок измерительный И-Т-62	1	-	2	КПИ-Т, РПИБ-Т
7	Блок измерительный И-Т2-62	1	-	2	КПИ-T2, РПИБ-Т2
8	Блок измерительный И-III-62	1	-	2	КПИ-III, РПИБ-III
9	Блок измерительный И-IV-62	1	-	2	КПИ-IV, РПИБ-IV
10	Трансформатор	1	1	5	РПИБ (все модификации)
11	Трансформатор	1	1	5	РПИБ-IIIИ
12	Трансформатор	1	1	6	РПИБ (все модификации)
13	Трансформатор силовой	1	1	5	КПИ-III, РПИБ-III
14	Трансформатор силовой	1	2	7	КПИ-С, РПИБ-С
15	Трансформатор силовой	1	2	7	КПИ-IV ф, РПИБ-IV ф
16	Трансформатор силовой	1	2	10	КПИ-С, РПИБ-С
17	Трансформатор силовой	1	2	10	КПИ-IV, РПИБ-IV
18	Трансформатор силовой	1	2	7	КПИ-Т, РПИБ-Т
19	Трансформатор силовой	1	1	5	КПИ-Т2, РПИБ-Т2
20	Трансформатор силовой	1	2	10	КПИ (все модификации)
21	Трансформатор выходной	1	2	9	КПИ (все модификации)
22	Трансформатор силовой	1	2	10	КПИ (все модификации)
23	Трансформатор согласовывающий	1	2	7	КПИ-III, РПИБ-IV, РПИБ-IIIИ
24	Трансформатор обратной связи	1	2	7	РПИБ (все модификации)
25	Трансформатор силовой	1	2	10
26	Усилитель магнитный	1	-	2	РПИБ-Т, КПИ-Т
27	Трансформатор согласовывающий	1	2	7
28	Корпус	1	-	2	КПИ, РПИБ
29	Колодка	1	3	15	РПИБ
30	Дроссель	1	2	7	РПИБ-Т, КПИ-Т

Таблица 30

Дифференциатор ламповый, типа ДЛ-Т, ДЛ-П

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор силовой	1	-	12	ДЛ-т
2	Усилитель магнитный	1	-	17	Дл-т
3	Корпус	1	-	6
4	Колодка клеммника	1	-	3	ДЛ-п

Таблица 31

Устройство задающее, типа ЗУ-11

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Ручка	1	-	4
2	Панель лицевая	1	-	5
3	Кожух	1	-	3
4	Устройство задающее	1	-	2

Таблица 32

Устройство задающее, токовое, типа ЗУ-05

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	1	-	2
2	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 33

Размножитель сигналов, типа РП-63 и сумматор сигналов, типа СП-63

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор силовой	1	-	12	РП-63
2	Трансформатор выходной	1	-	13	РП-63
3	Трансформатор силовой	1	-	13	СП-63
4	Трансформатор выходной	1	-	11	СП-63
5	Корпус	1	-	5
6	Колодка клеммника	1	-	3	СП-63

Таблица 34

Индикатор положения ИП и индикатор положения унифицированный ИПУ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор силовой	1	-	3
2	Кожух	1	-	5

Таблица 35

Блок управления аналогового регулятора, типа БУ12

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в 1 изделии, шт.	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор	1	-	2
2	Модуль источника питания	1	-	3

Таблица 36

Блок управления релейного регулятора, типа БУ21

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Блок управления релейного регулятора БУ21	1	-	3

Таблица 36

Исполнительный механизм, типа МЭО-25/100

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Штанга к редуктору малому типа ШРМ	1	2	7
2	Прибор управления с дифтрансформаторным датчиком	1	2	6
3	Потенциометр	1	1	5
4	Колодка	1	2	8
5	Колесо червячное	1	2	8
6	Крестовина	1	1	5
7	Трансформатор	1	-	2
8	Проушина	1	2	6
9	Колесо червячное	1	2	6
10	Стержень контактный	2	4	12
11	Колодка	1	2	8
12	Планка изоляционная	1	2	8
13	Рычаг	1	2	6
14	Поводок	1	1	5
15	Червяк	1	2	8
16	Вал	2	4	12
17	Диск	1	2	5
18	Маховик	1	1	4
19	Шайба упорная	1	2	8

Таблица 37

Исполнительный механизм, типа МЭО-63/100

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Прибор управления с дифтрансформаторным датчиком	1	2	6
2	Потенциометр	1	1	5
3	Колодка	1	2	8
4	Колесо червячное	1	2	6
5	Стержень контактный	2	3	12
6	Колодка	1	2	10
7	Планка изоляционная	2	2	8
8	Крестовина	1	1	5
9	Рычаг	1	2	6
10	Муфта	1	1	5
11	Колесо червячное	1	2	8
12	Трансформатор	1	-	2
13	Поводок	1	1	5
14	Вал	1	2	6
15	Червяк	2	4	16

Таблица 38

Пускатель, серии ПМЕ-200

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Контакт подвижный	6	28	112	Для реверсивных
2	Мостик контактный	3	40	162	Для реверсивных
3	Катушка	1	9	34	127 B, 220 В

Таблица 39

Пускатель, типа ПАЕ-411

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Втягивающая катушка	1	25	100
2	Подвижный главный контакт	3	75	300
1	Неподвижный главный контакт	6	150	600
2	Блок-приставка 2-х-мостиховая	1	25	100
3	Блок-приставка 3-х-мостиковая	1	25	100
4	Пружина главных контактов	3	75	300
5	Пружина возвратная	1	25	100
6	Упор якоря (амортизатора)	1	25	100
7	Втулка	2	50	200

Таблица 40

Датчик реле давления, типа ДРД-1/2

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон (узел)	1	25	100
2	Пружина	1	25	100
3	Гайка	1	25	100

Таблица 41

Датчик реле давления, типа ДРД-1/3

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон (узел)	1	25	100
2	Пружина	1	25	100
3	Гайка	1	25	100

Таблица 42

Датчик реле давления, типа ДРД-1/05

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Сильфон (узел)	1	25	100
2	Пружина	1	25	100
3	Гайка	1	25	100

Таблица 43

Датчики реле протока, типа РП-20, РП-40, РП-50

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Кулачок	1	1	4
2	Пружина	1	1	3
3	Трубка	1	8	30

Таблица 44

Датчик напора, типа ДН-1000

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Мембрана	1	-	2*
* Норма дана в килограммах.

Таблица 45

Реле уровня полупроводниковые, типа ПРУ-5М и ПРУ-5СЗГ

№ п/п	Наименование детали (узла)	Количество деталей в одном изделии, штук	Норма расхода на 100 изделий при ремонте		Примечание
			текущем	капитальном
1	2	3	4	5	6
1	Поплавок	2	2	10
2	Прокладка	2	4	12
3	Кольцо	3	3	14
4	Преобразователь передающий	2	2	6
5	Прокладка	1	1	6

Примечание:

Типы и серии приборов маркируются в соответствии с условными обозначениями:

1) ТСМ

термометр сопротивления медный;

2) МЭД

манометр электрический дифференциальный;

3) ЭКМ

электроконтактный манометр;

4) МТС

манометр технический самопишуший;

5) ММЭ

манометр мембранный электрический;

6) ДТ

тягометр дифференциальный;

7) ДМ

манометр дифференциальный;

8) ДММ

дифференциальный манометр мембранный;

9) ДМЭ

дифференциальный манометр электрический бесшкальный;

10) ДМЭР

дифференциальный манометр электрический бесшкальный ручной;

11) ДСЭР

дифференциальный сильфонный электрический расходомер;

12) ДСП

дифференциальный сильфонный показывающий;

13) ДСС

дифференциальный сильфонный самопишущий;

14) ДП

дифференциальный поплавковый;

15) ДПМ

дифференциальный поплавковый жидкостный;

16) ДКО

дифференциальный колокольный;

17) КСМ

мост комплекса самописцев;

18) ПРУ

полупроводниковые реле уровня;

19) РП - датчик реле протока;

20) ДРД

датчик реле давления;

21) ТПП ТСМ - термометры монометрический;

22) ТСМ - термометры монометрический;

23) НП

преобразователь измерительный;

24) ОБМ - манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие;

25) ОБВ - манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие;

26) ОБМГ

манометры показывающие;

27) МОШ - манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие;

28) ВОШ - манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие;

29) МВОШ - манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие;

30) МП - манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие сигнализирующие;

31) ВП - манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие сигнализирующие;

32) МВП - манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие сигнализирующие;

33) ЭКМ - манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие электроконтактные;

34) ЭКВ - манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие электроконтактные;

35) ЭКМВ - манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие электроконтактные;

36) ВЭ - манометр, вакуумметр и мановакуумметр показывающий электроконтактный;

Приложение 7 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и распространяются на очистные сооружения по обработке и очистке сточных вод, образующихся в производственных процессах и при пусконаладочных работах.

2. Методические указания предназначены для инженерно-технического персонала тепловых электростанций (далее - ТЭС) и специализированных пусконаладочных организаций, занимающихся пуском и наладкой установок очистки производственных сточных вод ТЭС.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) промышленные сточные воды

отводимые в водоемы с территорий промышленных предприятий через систему канализации или самотеком, свойства которых оказались ухудшенными;

2) сорбционные материалы

материалы, способные поглощать растворенные в жидкости вещества;

3) фильтрация

процесс разделения неоднородных систем при помощи пористых материалов, пропускающих дисперсионную среду и задерживающих дисперсную твердую фазу;

4) напорный трубопровод

комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидкости или газа, при внутреннем абсолютном давлении в транспортируемой среде более 0,1 мега Паскаль (далее

МПа);

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Подготовительные операции
по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций

4. Анализ проектной документации производится до начала строительства очистных установок. При этом проверяется соответствие проекта действующим нормативно-техническим документам на территории Республики Казахстан и учитывается опыт эксплуатации этих установок на ТЭС. При проведении анализа проектной документации руководствуются программой наладки установок для очистки сточных вод от нефтепродуктов, для нейтрализации обмывочных вод регенерационных воздухоподогревателей (далее

РВП), регенерационных вод водоподготовительных установок (далее

ВПУ), блочных обессоливающих установок (далее

БОУ), автономных обессоливающих установок и вод кислотных промывок теплоэнергетического оборудования.

5. Анализ проектной документации производится в порядке:

1) составление замечаний по проектной документации;

2) согласование с заказчиком и проектной организацией составленных замечаний;

3) внесение изменений и дополнений в проект;

4) контроль за внесением изменений в проект.

6. Проверка соответствия монтажа проекту осуществляется в ходе строительства очистных сооружений путем постоянного технического надзора за качеством строительно-монтажных работ с регистрацией и указанием выявленных расхождений между проектным решением и натурным исполнением отдельных элементов.

Контроль, за монтажом оборудования и выполнением предпусковых работ осуществляется согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее

Правила технической эксплуатации) и Правилам техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) (далее

Правила техники безопасности).

7. До пуска очистных сооружений осуществляется контроль за:

1) соответствием монтажа проекту согласно действующим нормативно-техническим документам;

2) гидравлическими испытаниями подземных сооружений, трубопроводов и оборудования;

3) устранением дефектов, выявленных в процессе гидравлических испытаний, и повторными гидравлическими испытаниями;

4) обратной засыпкой подземных коммуникаций и сооружений с передачей заказчику акта на скрытые работы со схемой подземных коммуникаций, привязанной к наземным реперным точкам;

5) проверкой технического состояния арматуры и насосов;

6) подготовкой и установкой средств измерения в соответствии с проектом;

7) подготовкой к загрузке и за загрузкой фильтрующих и сорбционных материалов; отмывкой фильтрующих и сорбционных материалов, загруженных в фильтры, от пыли и мелочи;

8. До пуска очистных сооружений производится:

1) организация химической лаборатории для обеспечения химического контроля качества очистки стоков на промежуточных и конечных стадиях очистки (приобретение необходимых приборов, химических реактивов, построение калибровочных графиков, укомплектование штатов и подготовка персонала);

2) составление схем и инструкций по эксплуатации каждой очистной установки;

3) составление рабочих программ по пуску и наладке установок;

4) подготовка персонала и его инструктаж.

9. Вводимые в эксплуатацию объекты очистных сооружений проверяются, осматриваются, определяются размеры и отметки.

10. Контроль, за соблюдением проектных размеров и отметок и детальный осмотр осуществляется в течение всего хода строительства.

11. По строительно-монтажным дефектам, отступлениям от проекта и недоделкам, выявленным в результате поверочных измерений, осмотра и гидравлических испытаний сооружений и трубопроводов составляется перечень работ по устранению недоделок и дефектов до ввода сооружений в эксплуатацию.

12. Проверяется оснащенность всех резервуаров, устанавливаемых на очистных сооружениях, полным комплектом оборудования, предусмотренного проектом. Внутренняя поверхность резервуаров, подлежащих антикоррозионному покрытию, конструктивно приспосабливается для его нанесения.

13. Проверяется соответствие выбранных материалов для антикоррозионного покрытия качеству и температуре поступающих стоков.

14. Проверяется защита основания резервуара от размыва поверхностными водами путем определения наличия беспрепятственного отвода вод с площадки, на которой расположены резервуары.

15. Проверяется наличие ограждения в виде обваловки или удерживающей стены, рассчитанное на гидростатическое давление разлившейся жидкости по территории расположения резервуаров:

1) высоту внешнего ограждения резервуара принимают на 200 миллиметров (далее

мм) выше расчетного уровня разлившейся жидкости;

2) объем, образуемый между откосами обвалования или ограждающими стенками, принимается для отдельно стоящих резервуаров

равным полной вместимости резервуара, для группы резервуаров - равным вместимости большего резервуара.

16. Освещение на территории резервуарного парка, принимается в соответствии с Правилами техники безопасности и нормами освещенности рабочих поверхностей и мест производства работ на территории резервуарного парка согласно таблице 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

17. При осмотре монтируемых резервуаров учитывается, что сварные швы по внешнему виду удовлетворяют требованиям:

1) имеют гладкую или мелкочешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) и плавный переход к основному металлу;

2) наплавленный металл плотный по всей длине шва, не имеет трещин, скоплений и цепочек поверхностных пор;

3) все кратеры заварены;

4) размеры швов соответствуют стандартам, размеры швов проверяют шаблоном;

5) смещение свариваемых кромок одна относительно другой в стыковых соединениях составляет не более одной площади свариваемых листов, для листов толщиной 4-10 миллиметров (далее

мм) и не более одной десятой площади свариваемых листов, для листов толщиной более 10 мм.

18. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты устраняются до проведения испытаний резервуаров на герметичность.

19. Дефекты сварных соединений устраняются посредством вырубки или выплавки участков швов с последующей сваркой. Подчеканка сварных соединений не допускается.

20. Перед гидравлическим испытанием резервуаров проверяются горизонтальность контура днища и геометрическую форму стенки резервуара. Отклонения днища резервуара принимаются с учетом допустимых отклонений днищ резервуара согласно таблице 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

21. Допустимые отклонения образующих стенки резервуара от вертикали принимаются не превышающими 15, 30, 40, 50, 60, 70, 80 и 90 мм соответственно с первого по восьмой пояс. Проверку образующих стенки резервуара выполняют по его окружности с промежутком не менее чем через 6 метров (далее

м).

22. Измерения производятся для каждого пояса на расстоянии 50 мм от верхнего поясного шва.

23. Гидравлические испытания металлических резервуаров на прочность проводятся только на расчетную гидростатическую нагрузку.

24. При испытаниях резервуаров низкого давления принимается избыточное давление на 25% и вакуум на 50% выше проектных значений, если в проекте нет других указаний. В резервуарах повышенного давления испытательное избыточное давление и вакуум принимается в соответствии с рекомендациями проекта.

25. По мере наполнения резервуара водой наблюдается состояние конструкций и сварных соединений резервуара. При обнаружении течи из-под окрайков днища или появлении мокрых пятен на поверхности отмостки прекращается испытание, сливается вода и устраняется причину течи.

26. При обнаружении в процессе испытания свищей, течей и трещин в соединениях стенки, испытание прекращается, вода сливается до необходимого уровня:

1) при обнаружении дефекта в поясах от первого до шестого - на один пояс ниже расположения дефекта;

2) при обнаружении трещин в поясах от седьмого и выше - до пятого пояса. Обнаруженные дефекты исправляются, и места исправлений проверяются на герметичность.

27. Испытания резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) проводятся по специальному согласованию с заказчиком.

28. Замерзание воды в трубах, задвижках и обмерзание стенок резервуара предотвращаются непрерывной циркуляцией воды и ее подогревом или утеплением отдельных узлов. Испытания во время дождя не проводятся.

29. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания по истечении 24 часов на поверхности стенки или по краям резервуара не появится течи и если уровень воды не снижается. На резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт цилиндрического вертикального резервуара, принимаемый по форме согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

30. Гидравлическое испытание резервуаров, выполненных из бетона и железобетона, производится по мере их готовности, до начала засыпки надземной части стен и не ранее достижения бетоном проектной прочности. Перед испытанием резервуара производится тщательный визуальный осмотр.

31. Торцы стыкуемых сборных железобетонных элементов перед бетонированием очищаются. Не допускается насечек стыкуемых поверхностей отбойными молотками.

32. Перед началом залива обеспечивается плотное закрытие всех технологических задвижек для исключения просачивания воды через них.

33. Залив воды в резервуар производится в два этапа:

1) на высоту 1 м с выдерживанием в течение 1 суток для проверки герметичности днища;

2) до проектной отметки.

34. Испытание железобетонных резервуаров на водонепроницаемость начинается не ранее чем через 5 суток после их наполнения водой.

35. До начала контрольного определения фильтрационных потерь исключают ежесуточное понижение уровня воды.

36. Резервуар, выполненный из бетона или железобетона, признается выдержавшим испытание, если:

1) убыль воды в нем за одни сутки не превышает 3 литра (далее

л) на 1 квадратный метр (далее - м²) смоченной поверхности стен и днища;

2) через стенки не наблюдается выхода струек воды;

3) швы не обнаруживают признаков течи и не установлено увлажнение грунта в основании.

37. При испытании залитого водой резервуара на наружных поверхностях допускается только потемнение и слабое отпотевание отдельных мест.

38. При наличии струйных утечек или увлажнения грунта в основании резервуар считается не выдержавшим испытания, даже если потери воды в нем не превышает нормативных.

39. После устранения выявленных дефектов проводится повторное испытание резервуара.

40. При проведении гидравлических испытаний резервуаров проверяется на горизонтальность кромок водоотводных желобов по уровню воды. Превышение отклонения поверхности кромок от горизонтальной плоскости плюс 2 мм.

41. Для обеспечения горизонтальности переливной кромки водосборного желоба передняя вертикальная стенка оборудуется доской с прямолинейной кромкой, предназначенной для перелива через нее воды. Указанная доска крепится к вертикальной стенке водоотводного лотка с помощью установленных в ней болтов с гайками.

42. При монтаже очистных сооружений применяются трубопроводы напорные и самотечные, предназначенные для подачи агрессивных сред и соединенные с резервуарами с уклоном в сторону подачи среды, средства для промывки технической водой, штуцера с арматурой для возможности их дренирования. Трубопроводы прокладывают тупиковыми участками.

43. Если температура среды, перекачиваемой по трубопроводу, превышает 50 градусов Цельсия (далее -

С), используются для фланцевых соединений паронитовые прокладки.

44. В наружных трубопроводах во избежание замерзания в них растворов предусматриваются тепловые спутники и тепловая изоляция.

45. Самотечные трубопроводы, работающие без напора, прокладываются с уклоном не менее 1:100 (0,57 градусов) и во избежание воздушных пробок исключаются случайные подъемы на изгибах. В нижних точках этих труб для опорожнения устанавливаются краны или штуцера со съемными заглушками. Прокладки между фланцевыми соединениями труб изготавливаются только из резины.

46. В процессе монтажа производится внешний осмотр всех сварных монтажных стыков трубопроводов. По внешнему виду сварной стык принимается по требованиям:

1) трещины, выходящие на поверхность шва или основного металла в зоне сварки отсутствуют;

2) не имеет наплывов и подрезов в местах перехода наплавленного металла шва к основному металлу трубы, а также пор, прожогов, незаваренных кратеров и других технологических дефектов;

3) не имеет отступлений по размерам и форме шва от требований технической документации.

47. Стыки, не удовлетворяющие требованиям, исправляются.

48. Напорные трубопроводы с рабочим давлением до 1 МПа проверяются на сплошность сварных швов физическими методами контроля.

Прочность напорных трубопроводов проверяются внутренним давлением, равным испытательному. Значение испытательного давления устанавливается проектом. При отсутствии проектных данных предварительное и окончательное испытания проводятся, используются значения испытательного давления для трубопроводов согласно таблицы 3 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

49. При проведении предварительного гидравлического испытания трубопроводов, установленные на них задвижки открываются. Для отключения испытываемого участка трубопровода от действующих трубопроводов устанавливаются глухие фланцы или заглушки. Перед началом испытания из трубопровода, при заполнении его водой, удаляется воздух через воздушники, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

50. Предварительное гидравлическое испытание металлических, асбоцементных и железобетонных трубопроводов продолжаются под испытательным давлением не менее 10 минут, а полиэтиленовых - не менее 30 минут, после чего давление снижают до рабочего и производят осмотр трубопроводов.

51. Напорный трубопровод считается выдержавшим предварительное гидравлическое испытание, если в нем не произошло разрыва труб и фасонных частей и нарушения заделки стыковых соединений, а под рабочим давлением не обнаружено утечек воды.

52. Гидравлические испытания напорных фильтров проводятся до загрузки их фильтрующими материалами. Испытательное давление при испытании корпуса фильтра на прочность принимается равным 1,5 % от рабочего давления. Испытательное давление при испытании корпуса фильтра на плотность принимается равным рабочему плюс 0,05 МПа.

53. Корпус напорного фильтра признается выдержавшим испытание на прочность, если при испытательном давлении в течение 10 минут в корпусе, трубопроводах и задвижках, смонтированных на фильтре, не обнаружено разрушений и течей.

54. Корпус фильтра признается выдержавшим испытание на плотность, если при испытательном давлении в течение 1 часа не обнаружено разрушений и течей и давление снизится не более чем на 0,05 МПа.

55. В процессе проведения гидравлических испытаний оборудования и трубопроводов не допускается производство на них каких-либо работ, кроме обтягивания шпилек (болтов) на крышках, люках и фланцевых соединениях. Работы по обтягивание болтов и шпилек производятся при давлении не выше 0,30 МПа.

56. При проверке технической готовности к пуску фильтров производится:

1) сплошная визуальная проверка на отсутствие повреждений защитных дренажных сеток нижнего дренажного распределительного коллектора и проверку допустимых зазоров с помощью щупа в местах сочленения лучей с дренажным коллектором нижнего дренажного распределительного устройства (далее

НДРУ);

2) проверка на горизонтальность дренажного распределительного устройства.

57. Верхнее дренажное распределительное устройство (далее

ВДРУ) проверяется на горизонтальность по гидравлическому уровню. НДРУ и по уровню воды, заливаемой в нижнюю сферу фильтра. После выверки НДРУ на горизонтальность производится заполнение нижней сферы фильтра дробленым антрацитом фракции от 2 до 5 мм до проектной отметки.

58. При проверке насосов проверяются:

1) отметка оси насоса обеспечивает работу его под заливом или с допустимой высотой всасывания;

2) высота насоса от уровня пола насосной станции позволяет произвести монтаж присоединяемых трубопроводов и арматуры;

3) расстояние между насосными агрегатами в плане выбирается в соответствии со Строительными нормами проектирования наружных сетей и сооружений систем водоснабжения;

4) крепление агрегата к фундаменту достаточно прочно и обеспечивает передачу усилий от крутящего момента, инерционных сил и вибрации насоса к фундаменту;

5) конструкция рам обеспечивает возможность удобной центровки насоса с приводом;

6) установленный насос оборудован всеми необходимыми (по инструкции завода-изготовителя) вспомогательными трубопроводами для охлаждения и смазки подшипников, гидроуплотнения и охлаждения сальников, а также для отвода утечек воды от сальников.

Глава 3. Порядок составления рабочих программ по пуску и наладке установок для очистки сточных вод ТЭС

59. Рабочие программы составляются согласно типовым программам по пуску и наладке установок для очистки промышленных сточных вод ТЭС и согласовывают с заказчиком, монтажными и подрядными организациями, принимающими участие в пуске установок, после чего утверждают главным инженером электростанции.

60. Рабочие программы включают разделы:

1) общие положения;

2) подготовительные мероприятия;

3) осуществление пуска установок;

4) технологическая наладка работы установок;

5) техника безопасности.

61. Общие положения содержат:

1) объект и цель работы;

2) краткое описание схемы и технологии очистки промышленных стоков на установке;

3) взаимоотношения с заказчиком и подрядными организациями;

4) перечень организации и должностных лиц, ответственных за техническую и оперативную часть работ по этапам работ;

5) время начала и окончания работ.

Глава 4. Порядок подготовки персонала и его инструктаж

62. Подготовка обслуживающего персонала на вновь вводимых в эксплуатацию установках для очистки промышленных сточных вод ТЭС осуществляется согласно Правилам работы с персоналом в энергетических организациях Республики Казахстан, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 26 марта 2015 года № 234 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10830).

63. При производстве пусконаладочных и ремонтных работ соблюдаются техника безопасности и осуществляются организационные мероприятия по производству работ в соответствии с Правилами техники безопасности.

Глава 5. Осуществление пуска и наладки установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций

Параграф 1 Осуществление пуска и наладки установки по очистке сточных вод, содержащих нефтепродукты

64. Пуск и наладка установок для очистки сточных вод ТЭС, содержащих нефтепродукты осуществляется в соответствии с рабочей программой, составленной согласно главе 3 настоящих Методических указаний.

65. На основании составленной и утвержденной рабочей программы по пуску и наладке установки производят поузловое и комплексное опробование работы оборудования при проектной нагрузке.

66. Все параметры измеряются штатными приборами. Принятые в эксплуатацию средства измерений и автоматики проверяются на действующее свидетельство о поверке.

67. Поузловое опробование работы оборудования проводится на технической воде.

68. Поузловое опробование работы оборудования установки осуществляется в последовательности:

1) заполняются технической водой приемные резервуары, нефтеловушек, флотаторов, емкостей, подземных резервуаров, фильтров в целях определения гидравлической плотности, горизонтальности переливных порогов нефтесборных труб и сборных лотков очищенной воды, проверки качества набивки сальников поворотных нефтесборных труб;

2) включаются и опробываются насосы пеносгонных и скребковых механизмов, устройства для сгона нефтепродуктов к поворотным нефтесборным трубам на флотаторах и нефтеловушках для проверки исправности их действия, выявления и устранения дефектов и неполадок в работе;

3) проверяются исправности работы флотаторов, систем удаления осадка, отстоявшейся воды из шламонакопителя и уловленного мазута из подземного резервуара;

4) производится взрыхляющая промывку механических и угольных фильтров и удаляют мелкую фракцию с поверхности фильтрующей шихты;

5) в процессе заполнения водой, проверяется на гидравлическую плотность, включаются и опробываются узлы и механизмы отдельных элементов схемы установки, производится включение и наладка работы средств измерения, схем автоматического управления и блокировок;

6) по окончании поузлового опробования составляются ведомости выявленных дефектов и неполадок в работе оборудования, после устранения которых и повторной проверки работы дефектных узлов и элементов схемы установка в целом считается подготовленной к пробным пускам и комплексному опробованию.

69. Комплексное опробование работы оборудования производится на замасленных и замазученных водах. Включение и обслуживание установки в работу осуществляется в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В период комплексного опробования производится проверка соответствия производительности установки проектному значению и технологического оборудования схемы техническим характеристикам заводов-изготовителей. Определяются показатели качества очищенной воды от нефтепродуктов и взвешенных веществ по ступеням очистки и на установке и производится проверка соответствия проектным значениям.

70. Технологическая наладка установки для очистки сточных вод от нефтепродуктов производится для достижения проектных норм очистки от нефтепродуктов и максимальной эффективности очистки на каждом технологическом узле и установке в целом.

71. Обеспечивается равномерная подача сточных вод на очистку, своевременное удаление уловленных нефтепродуктов и осадка из аппаратов, входящих в состав установки выбором оптимальных режимов работы.

72. Для определения оптимальных режимов работы проводятся наладочные работы. В результате наладочных работ устанавливаются:

1) периодичность удаления нефтепродуктов с поверхности воды в приемных резервуарах;

2) периодичность удаления нефтепродуктов и осадка из нефтеловушки;

3) оптимальный устойчивый режим работы флотаторов при подаче во всасывающие патрубки флотационных насосов определенного количества воздуха в поддержании определенного давления в напорном бачке;

4) периодичность включения в работу пеносгонных устройств флотаторов, исходя из условия исключения самопроизвольного разрушения пены на поверхности воды в них;

5) оптимальные режимы эксплуатации, включая производительность, перепад давления, продолжительность фильтроцикла механических и угольных фильтров при условии содержания нефтепродуктов в очищенной воде менее 1,0 миллиграмм/литр (далее - мг/л);

6) оптимальные режимы регенерации механических и угольных фильтров, в том числе расходы взрыхляющей воды, пара при условии отсутствия выноса крупных зерен фильтрующих материалов в период взрыхления и эффективного удаления из филирующей шихты уловленных загрязнений;

7) периодичность откачивания уловленных нефтепродуктов на мазутное хозяйство.

73. На основании выполненных работ составляется режимная карта по эксплуатации оборудования установки для очистки сточных вод от нефтепродуктов.

74. За пуск установки принимается рабочее испытание комплекса сооружений, коммуникаций и оборудования. Дефекты, выявленные в процессе пробных пусков, устраняются до следующего пуска. После устранения дефектов, приступают к технологической наладке оборудования для уточнения технологических параметров работы очистных сооружений.

75. К технологическим параметрам работы очистных сооружений относятся:

1) допустимая скорость движения воды в отдельных сооружениях;

2) время, необходимое для протекания процессов обработки;

3) расход воды на собственные нужды установки;

4) расход химических реагентов; периодичность промывок, взрыхлений;

5) качество обработанной воды.

76. Очистку сточных вод ТЭС от нефтепродуктов осуществляют по технологической схеме:

1) приемный резервуар;

2) нефтеловушка или флотатор;

3) механические и угольные фильтры.

77. Типовые схемы очистки производственных сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, в соответствии со схемой установки очистки сточных вод, схемой флотацонной становки, схемой круглого железобетонного и прямоугольного металлического флотатора загрязненных нефтепродуктами предусматриваются согласно рисункам 1, 2, 3 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

78. Все приемные резервуары снабжаются водораспределительным и нефтесборным устройствами, трубами для подачи, выпуска и перелива сточной воды, трубами отвода нефтепродуктов и осадка, уровнемером.

79. Для обогрева очищаемой воды предусматриваются водяные змеевиковые подогреватели, устанавливаемые на уровне нефтесборных устройств. Схема приемного резервуара приводится согласно рисунку 4 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

80. При пуске приемных резервуаров заполняется один из резервуаров до уровня нефтесборного устройства, после чего подача сточных вод прекращается, в наполненном резервуаре производится отстаивание сточных вод, а другой резервуар в это время наполняется.

81. Содержание нефтепродуктов для электростанций, работящих на мазуте, принимается:

1) в сточных водах от 80 до 100 мг/л;

2) после отстоя в приемных резервуарах от 50 до 60 мг/л.

82. При меньшем исходном содержании нефтепродуктов в сточных водах степень очистки в приемных резервуарах снижается в 2 раза.

83. Расход сточных вод, сбрасываемых из приемных резервуаров на сооружения для последующей очистки, принимается равным пропускной способности сооружения. Регулирование расхода производится задвижкой на отводящем трубопроводе резервуара.

84. Нефтеловушка оборудуется:

1) нефтесборным устройствам для улавливания и отвода всплывших нефтепродуктов;

2) устройством для подачи осадка в приямок нефтеловушки;

3) приспособлением для удаления осадка из приямка;

4) обогревом с помощью водяных змеевиков, расположенных на глубине 200 мм от поверхности по периметру каждой секции и на участке нефтесборных труб у сливного ребра.

85. Принципиальная схема нефтеловушки представляется согласно рисунку 5 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

86. При проверке нефтесборной трубы нефтеловушки убеждаются в правильной установке поворотных фланцев и качестве набивки сальников. Вертикальные размеры от оси трубы до верха колонки управления уточняются исходя из местных условий. Нефтесборные трубы устанавливают строго горизонтально, чтобы при их повороте вокруг продольной оси через прорезь вдоль трубы поступали нефтепродукты с одного уровня во избежание попадания вместе с ними большого количества воды.

87. Характеристики поворотной нефтесборной трубы для секций сооружений пролетом 6 метров представлены согласно таблице 4 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

88. При монтаже скребкового устройства нефтеловушки выдерживаются все геометрические размеры, приведенные в рабочих чертежах. Убеждаются в горизонтальности верхних упорных уголков и нижних швеллеров. Регулируют натяжение тяговых цепей во избежание схода цепи с направляющих звездочек. Перед установкой на цепь бруски пропитывают антисептиком. Скребковый механизм для прямоугольных нефтеловушек и нефтеотделителей принимают с характеристиками согласно таблице 5 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

89. Сбор всплывших нефтепродуктов в нефтеловушках, не имеющих нефтесборных труб, производится по мере их накопления до толщины слоя 10 сантиметров (далее

см), не реже 1 раза в сутки. Сбор производится прикрытием выходной задвижки и поднятием уровня воды до поступления нефтепродуктов.

90. В нефтеловушках, имеющих скребковый механизм, сбор нефтепродуктов и осадка производятся по мере накопления плавающих нефтепродуктов и продолжается в течение одного часа.

91. В процессе эксплуатация нефтеловушки возможен аварийный останов скребкового механизма на длительное время. Включение его вновь в работу осуществляется только после очистки нефтеловушки от осадка. Очистка нефтеловушки осуществляется в порядке:

1) нефтеловушка или одну из секций отключается и откачивается вода в резервуар после нефтеловушки;

2) по шлангам, оборудованным брандспойтом, подводится к нефтеловушке вода от напорного водопровода;

3) включается гидроэлеватор приямка нефтеловушки или открываются донные клапаны;

4) разрыхляется и смывается осадок водой из брандспойта, удаляя образующуюся пульпу гидроэлеватором или через донные клапаны;

5) после удаления осадка вода закрывается, отключается гидроэлеватор, включается нефтеловушку в работу.

92. Удаление осадка из приямков нефтеловушки производится гидроэлеватором, шламовым насосом, гидравлическим способом с помощью насадок или по специальному трубопроводу через донные клапаны.

93. Нефтеловушки, не оборудованные скребковыми механизмами, очищаются 2 раза в год, весной и осенью.

94. Эффективность очистки в нефтеловушке зависит от исходного содержания нефтепродуктов и в среднем при концентрации их 100-150 мг/л составляет 50-60%.

95. Возможные нарушения режима работы нефтеловушек, необходимые меры по его восстановлению приведены согласно таблице 6 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

96. Флотационные установки напорного типа согласно рисункам 2 и 3 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям состоят из:

1) флотатора;

2) напорного контактного резервуара;

3) эжектора для подачи воздуха;

4) перекачивавших насосов.

97. Флотатор оборудован вращающимся водораспределителем, нефтесборным лотком и вращающимся скребком. Напорный резервуар имеет манометр и предохранительный клапан для удаления избытка воздуха. На всасывающем трубопроводе эжектора устанавливается сетчатый фильтр.

98. При пуске флотатора в работу обеспечивается подача воздуха в сточную воду. Напорный резервуар принимается, обеспечивающим насыщение воды воздухом при давлении воды 0,3-0,5 МПа, время пребывания воды в течение 5 минут.

99. Эжектор включается, когда давление в напорных резервуарах достигнет 0,3 МПа. Для этого:

1) открывается задвижка, стоящая на выходе эжектора;

2) открывается на входе эжектора;

3) медленно открывается воздушный кран эжектора;

4) устанавливается требуемый расход воздуха.

100. Отключение эжектора производится в обратном порядке в соответствии с пунктом 110 настоящих Методических указаний.

101. Подачу воздуха в воду производят равномерно, без перебоев. Оптимальное количество воздуха определяют исходя из условия получения минимального остаточного содержания нефтепродуктов в очищенной воде.

102. Регулирование подачи воздуха осуществляется изменением расхода воды через эжектор и изменением расхода воздуха с помощью задвижки на линии всасывания в камеру смешения эжектора. Расход воздуха через насос принимается равным 5% расхода воды во избежание срыва насоса. Расход воздуха измеряется с помощью ротаметра или диафрагмы с U(У)-образным стеклянным манометром, устанавливаемых на воздушном патрубке эжектора.

103. Для растворения воздуха в очищаемой воде поддерживается постоянный уровень воды в напорном резервуаре, не допускают скопления избытков нерастворившегося воздуха, избыток воздуха удаляют через воздушник напорного бака. Поддержание низкой температуры воды при растворении воздуха повышает эффективность очистки воды.

104. При параллельной работе более 2 флотаторов поступление воды в них регулируют на одинаковую нагрузку работы флотаторов. Регулировка производится предварительно по наполнению флотатора.

105. Во время работы флотационной установки все задвижки и вентили (за исключением регулирующих вентилей перед эжекторами) полностью открывают. Степень открытия регулирующих вентилей перед эжекторами определяются во время подбора режима работы установки.

106. При правильно подобранном режиме флотации содержание нефтепродуктов в воде после флотационной установки составляет 6-8 мг/л, при исходном содержании 50-60 мг/л, что соответствует эффективности очистки 88-87%.

107. Возможные нарушения режима работы флотационной установки и меры по их устранению приведены согласно таблице 7 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

108. Сбор и хранение осадков, образующихся при эксплуатации приемных резервуаров, нефтеловушек, флотаторов и других объектов очистных сооружений осуществляется в шламонакопителях, выполненных из железобетона. Отстоявшаяся в шламонакопителе вода по самотечной подземной схеме собирается в подземный железобетонный резервуар, откуда периодически, по пере накопление, подается насосом в головную часть очистных сооружений.

109. Механические и угольные фильтры снабжаются воздушником, пробоотборными точками на входе и выходе, пробоотборным корытом, манометрами на входе и выходе, расходомером обрабатываемой воды.

110. За фильтрующие материалы для загрузки фильтров принимаются отмытый и отсортированный гравий, кварцевый песок, антрацит, древесный уголь, полукокс, пенополиуретан, дробленый керамзит, горелые шахтные породы.

111. В подготовительные работы по загрузке фильтров включаются:

1) выбор и заготовку фильтрующих материалов;

2) устройство временных или постоянных приспособлений для их транспортировки от места сортировки к загружаемым объектам.

При выборе фильтрующего материала руководствуются его характеристикой - плотностью, химической стойкостью, механической прочностью и гранулометрическим составом.

112. Плотность песка определяется в последовательности:

1) среднюю пробу песка 50-100 грамм (далее - г) насыпать в мерный цилиндр, заполненный водой;

2) разность объемов воды в цилиндре до и после засыпки песка соответствует объему песка в твердом теле;

3) подсчет плотности

_п грамм/кубический сантиметр (г/см³) производить по формуле:

(1)

где т - масса пробы песка, г;

V_т - объем песка в твердом теле, кубический сантиметр (далее - см³).

113. Механическая прочность загрузки характеризуется измельчаемостью не более 4% и истираемостью не более 0,5%.

114. Анализ гранулометрического состава фильтрующего материала производится с помощью комплекта сит калибров:

1) 0,25;

2) 0,5;

3) 0,6;

4) 0,75;

5) 1,0;

6) 1,25;

7) 1,5;

8) 2,0 мм.

115. Фильтрующие материалы транспортируются в фильтры гидромеханическими устройствами.

116. В качестве коммуникаций для транспортировки пульпы применяются резиновые шланги, резинотканевые рукава и стальные трубы. Соединение стальных труб выполняют на фланцах.

117. При загрузке двухслойных фильтров с верхним слоем из антрацитовой крошки работы проводятся в два этапа:

1) фильтр загружается только песком на проектную высоту загрузки, заполняют водой, проводится гидравлическая классификация зерен песка в течение двух часов путем взрыхления. Фильтр продренируется, вскроется и удалится верхний мелкий слой песка;

2) после достижения гранулометрического состава верхнего слоя песка нормы, приступают к загрузке фильтра антрацитовой крошкой. Фильтр на половину метра выше поверхности песка заполняется водой, засыпается антрацитом, который выдерживается в воде в течение шести часов для выделения воздуха из пор антрацита. Фильтр закрывается и антрацит отмывают путем взрыхления с интенсивностью 7 литров/квадратный сантиметр (далее - л/см²) в первые 4 минуты с постепенным увеличением интенсивности, не допуская выноса рабочих фракций. Отмывка производится до полного осветления. Схемы механических и угольных фильтров приводятся согласно рисункам 6 и 7 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

118. Угольные фильтры, загруженные активированным углем, взрыхляются горячей водой со скоростью до 15 метров/час (далее - м/ч). Скорость фильтрации на механических и угольных фильтрах принимается 8 м/ч.

119. Для восстановления поглощающей способности загрузок фильтров производится пропаривание фильтрующего слоя. При этом:

1) удаляется 90-96% нефтезагрязнений;

2) удаляется сорбционных - 70-75%;

3) увеличивается продолжительность фильтроцикла.

120. Пропуск пара давлением около 0,1 МПа осуществляется в направлении фильтрования со сбросом образующегося конденсата в бак перед флотатором.

121. Пропаривание производится до снижения концентрации нефтепродуктов в конденсате до 2 мг/л, продолжительность пропаривания устанавливается 3 часа.

122. Объем технологического контроля принимается обеспечивающим за приемными резервуарами:

1) поддержание стабильной нагрузки;

2) своевременное переключение приемных резервуаров;

3) своевременное опорожнение приемных резервуаров;

4) поддержание режима удаления нефтепродуктов и шлама;

5) ведение учета стоков, поступающих на очистку;

123. Объем технологического контроля принимается обеспечивающим за нефтеловушкой:

1) поддержание заданной производительности;

2) своевременное удаление нефтепродуктов и шлама.

124. Объем технологического контроля принимается обеспечивающим за флотатором:

1) поддержание заданной производительности;

2) поддержание заданного расхода воздуха через эжектор;

3) поддержание заданного давления и уровня воды в напорном баке;

4) своевременное удаление нефтепродуктов и шлама.

125. Объем технологического контроля принимается обеспечивающим за механическими и сорбционными фильтрами:

1) поддержание заданной скорости фильтрации;

2) своевременное отключение фильтров на взрыхляющую отмывку;

3) измерение расхода очищенной воды за фильтроцикл;

4) периодическое (1 раз в 3 месяца) вскрытие фильтров для визуального осмотра состояния фильтрующего слоя;

5) периодическое (1 раз в 2 года) вскрытие и выгрузку фильтрующего материала для осмотра нижней дренажной системы.

126. В химический контроль за работой установки по очистке сточных вод, содержащих нефтепродукты, включается отбор проб и определение в них содержания нефтепродуктов в точках:

1) на входе каждого приемного резервуара;

2) на входе каждой секции нефтеловушки (выходе каждого резервуара);

3) на входе каждого флотатора (выходе резервуара сбора воды после нефтеловушки);

4) на входе каждого фильтра (выходе резервуара сбора воды после флотатора);

5) на выходе каждого фильтра.

127. При использовании очищенной воды на технологические нужды ТЭС производится периодическое (2 раза в 1 месяц) определение в воде жесткости, кислотности, щелочности, окисляемости, сухого остатка, взвешенных веществ и солесодержания.

Параграф 2. Осуществление пуска и наладки установок очистки промышленно-дождевых вод с промплощадок ТЭС

128. Пуск и наладка установок для очистки промышленно-дождевых вод с промплощадок ТЭС подразделяется на последовательно выполняемые этапы:

1) анализ проекта установки;

2) контроль за монтажом оборудования и выполнение предпусковых работ;

3) пуск установки;

4) технологическая наладка установки.

129. При анализе проектно-технической документации установок руководствуются, согласно пунктам 6, 7 и 8 настоящих Методических указаний и Правилами технической эксплуатации.

130. При контроле за монтажом оборудования и выполнении предпусковых работ проверяется соответствие выполненных работ проектно-технической документации.

131. Пусковые и наладочные работы на установках для очистки промышленно-дождевых вод с промплощадок ТЭС производятся согласно главам 6 и 7 настоящих Методических указаний.

Параграф 3. Осуществление пуска и наладки установок очистки комплексной нейтрализации сточных вод ТЭС и регенерационных вод ВПУ и БОУ

132. В комплексную установку по нейтрализации промышленных сточных вод ТЭС включаются:

1) оборудование для нейтрализации промышленных сточных вод ТЭС;

2) оборудование для нейтрализации и обезвоживания осадка обмывочных вод РВП;

3) оборудование нейтрализации вод после кислотных промывок и консервации тепломеханического оборудования;

4) оборудование нейтрализации регенерационных вод ВПУ и БОУ.

133. При подготовке к пуску комплексной установки по нейтрализации сточных вод ТЭС и регенерационных вод ВПУ и БОУ руководствуются типовыми программами наладки установки нейтрализация сточных вод ТЭС.

134. Поузловое опробование оборудования установок производится на технической воде. В процессе поузлового опробования производятся гидравлические испытания оборудования и трубопроводов, подготовку растворов реагентов, включение в работу средств измерения, выявление дефектов и неполадок в работе оборудования, после устранения которых приступить к комплексному опробованию и наладочным работам на установках.

135. Комплексное опробование установок осуществляется на сточных водах ТЭС.

136. На основании результатов наладочных работ составляется режимная карта по технологии нейтрализации и обезвреживанию сточных вод ТЭС и эксплуатации оборудования установок.

137. Схему комплексной установки по нейтрализации представляют согласно рисунку 8 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

138. Конструкция баков комплексной установки аналогична конструкции приемных резервуаров установки очистки сточных вод, содержащих нефтепродукты.

139. Пуск и наладка устройств механического обезвоживания шлама производится согласно инструкциям заводов-изготовителей.

140. Наладка режима нейтрализации сточных вод определятся по выбору оптимальных значений показателей:

1) продолжительность перемешивания вод;

2) рабочая концентрация нейтрализующего реагента;

3) продолжительность перемешивания пульпы;

4) продолжительность отстаивания пульпы.

141. Для обмывки РВП используются щелочные воды, регенерационные воды анионитных фильтров ВПУ, продувочные воды котлов.

142. Температура воды для обмывки РВП принимается не более 60

С во избежание разрушений химических покрытий трубопроводов и баков.

143. Перемешивание обмывочных вод производится насосами рециркуляции и сжатым воздухом.

144. При использовании сжатого воздуха для перемешивания устанавливается давление в магистрали сжатого воздуха для баков вместимостью 400-500 кубических метров (далее - м³) не менее 0,35 МПа. Перемешивание производят в течение 45 минут.

145. После перемешивания стоков отбирается проба воды и определяется количество известкового молока V_и.м (м³), необходимое для нейтрализации всего собранного объема обмывочных вод, рассчитанное по формуле:

(2)

где V_о.в - собранный объем сточных вод, м³;

а - количество рабочего раствора известкового молока, пошедшее на титрование пробы сточных вод, миллилитр (далее

мл);

V_пр - объем отобранной пробы сточных вод, мл.

146. Концентрация рабочего раствора нейтрализующего реагента подбирается для оптимальной продолжительности дозирования.

147. Используется известковое молоко с концентрацией от 1800 до 2500 миллиграмм

эквивалент/литр (далее - мг-экв/л).

148. Проводится нейтрализация в два этапа:

1) на первом этапе дозируют нейтрализующий реагент до значения кислотности равного 9,0, производят тщательное перемешивание пульпы для выравнивания значения кислотности;

2) на втором этапе доводят значения кислотности до 10,0 путем дозирования нейтрализующего реагента насосом-дозатором.

149. Процесс нейтрализации прерывается при значении кислотности равном 7. Дальнейшая нейтрализация до значения кислотности равного 10, позволяет получить осветленную воду с содержанием соединений ванадия, соответствующим нормам предельно допустимой концентрации.

150. Отстаивание пульпы для выделения твердой фазы является заключительной операцией нейтрализации обмывочных вод после обмывки РВП. Полное разделение осветленной воды и шлама происходит в среднем за 24 часа, при этом для улучшения структуры осадка перед разделением пульпы производят ее перемешивание сжатым воздухом в течение 2 часов.

151. После разделения пульпы на осветленную воду и твердую фазу откачивается вода на нужды электростанции, на шламонакопитель или на устройства механического обезвоживания шлама.

152. Сточные воды, образующиеся в результате химических очисток и консервации оборудования, отправляют в усреднители комплексной установки.

153. Кроме усреднителей в схему очистных сооружений входят баки-нейтрализаторы для доочистки стоков и устройства механического обезвоживания шлама. Схема бака-нейтрализатора сбросных вод химических промывок приводится согласно рисунку 9 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

154. Для химических очисток оборудования используются растворы:

1) ингибированный соляной кислоты;

2) серной или соляной кислоты с гидразином;

3) низкомолекулярных кислот;

4) на основе комплексонов.

155. Нейтрализация и очистка сточных вод, образующихся при проведения химических очисток тепломеханического оборудования, производится согласно Правилам техники безопасности. При проведении наладочных работ на комплексной установке по нейтрализации определяются объемы технологического и химического контроля за работой установки, содержащие:

1) поддержание заданного режима нейтрализации и обезвреживание стоков;

2) поддержание заданной продолжительности перемешивания нейтрализованных и обезвреженных стоков:

3) своевременное удаление отстоявшейся осветленной воды и шлама;

4) поддержание бесперебойной работы механических устройств обезвоживания шлама;

5) своевременное приготовление и бесперебойное дозирование требуемых реагентов.

156. В химический контроль за работой комплексной установки включаются отбор проб и определение в них соединений ванадия, никеля, меди, железа, трилона Б, гидразина, аммиака и ингредиентов, указываемых в технических инструкциях установки.

157. К сточным водам ВПУ и БОУ относятся:

1) продувочные воды осветлителей, содержащие большое количество взвешенных веществ и в случае известкования с коагуляцией имеющие повышенную кислотность;

2) промывочные воды механических фильтров с повышенным содержанием взвешенных веществ;

3) кислые и щелочные воды со склада реагентов и регенерационные воды с ионитной части ВПУ с высоким содержанием серной кислоты, едкого натра и нейтральных сернокислых и хлористых солей натрия, кальция, магния, окислов железа.

158. Продувочные воды осветлителей обрабатываются на комплексной установке нейтрализации сточных вод. Образовавшийся в результате обработки воды шлам посте отстоя в отстойниках периодического действия направляется на шлакоотвал.

159. Обезвоженный шлам, полученный при обработке продувочных вод на фильтр-прессе вывозится в места захоронения, отжатую воду на фильтр-прессе и осветленную воду в отстойниках и на шламоотвале повторно используется для промывки механических фильтров.

160. Продувочные воды осветлителей направляются в систему гидрозолоудаления для транспортировки золы и шлака, на нейтрализацию кислых стоков и обмывочных вод РВП.

161. Промывочные воды механических фильтров при наличии осветлителей используются в качестве добавочной воды к исходной воде, подающейся в осветлители.

162. При отсутствии осветлителей воду от промывки механических фильтров обрабатываются отстаиванием в специальном отстойнике с возвратом осветленной воды в линию исходной воды и удалением отстоявшегося шлама на шламоотвал или используются в системе гидрозолошлакоудаления, направляются в систему сбора и использования регенерационных вод ионитных фильтров.

163. Регенерационные воды ВПУ и БОУ в зависимости от местных условий направляются:

1) в систему гидрозолоудаления с использованием на нужды гидротранспорта;

2) в водоемы с соблюдением санитарно-гигиенических и рыбохозяйственных требований к качеству воды водоема в расчетном створе;

3) в пруды-испарители при благоприятных климатических условиях;

4) на выпарные установки при технико-экономическом обосновании.

164. Перед сбросом в водоем кислых и щелочных регенерационных вод их направляют на установку по нейтрализация сточных вод ВПУ и БОУ.

165. В состав установки входит оборудование:

1) баки-усреднители - 2 штуки;

2) баки-нейтрализаторы - 2 штуки;

3) циркуляционные насосы.

166. Схема установки по нейтрализации регенерационных вод ВПУ и БОУ приводится в соответствии с рисунком 10 Приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

167. Перед пусконаладочными работами на установке обращается внимание на:

1) суммарная вместимость баков обеспечивает прием регенерационных вод от блока фильтров или суточного расхода при параллельной схеме и реагентов для донейтрализации;

2) баки имеют антикоррозионное покрытие и оборудованы подводом сжатого воздуха и реагентов;

3) часовая производительность циркуляционного насоса для перемешивания воды в баке-нейтрализаторе составляет более 3 части вместимости бака-нейтрализатора;

4) циркуляционные насосы, баки-нейтрализаторы и баки-усреднители оборудованы средствами измерения и пробоотборники точками.

168. При сбросе сточных вод ВПУ и БОУ учитывается резко переменный расход вод и значительные колебания значений кислотности, которые наблюдаются в пределах работы смены. Сточные воды ВПУ и БОУ собирают в баки-усреднители:

1) кислые воды в бак для кислых вод;

2) щелочные в бак для щелочных вод.

169. Нейтрализация регенерационных вод осуществляется в баках-нейтрализаторах. Выпадающий при нейтрализации шлам направляется на шламоотвал, на фильтр-прессы для обезвоживания и последующего захоронения, осветленную после нейтрализации воду направляют на повторное использование или на сброс в водоем.

170. При нейтрализации регенерационных вод ВПУ и БОУ используется взаимная нейтрализация кислых и щелочных вод.

171. Кислотность и щелочность (

) грамм

эквивалент/кубический метр (далее - г-экв/м³) суточного сброса сточной воды ВПУ определяется по формуле:

= U(q_к - 1)

K

(q_щ - 1)

А, (3)

где q_к и q_щ - расхода кислоты и щелочи на регенерацию, грамм- эквивалент/грамм

эквивалент (далее - г-экв/г-экв);

K и

А - суммы удаляемых из воды катионов и анионов, г-экв/м³;

U - коэффициент, показывающий, во сколько раз количество воды, обработанной на водород-катионитных фильтрах, превышает количество воды, обработанной на анионитных фильтрах.

172. При положительных значениях

сточная вода кислая, при отрицательных - щелочная.

173. При нейтрализации регенерационных вод в качестве нейтрализующего агента используются щелочные растворы.

174. Обращают внимание на процесс перемешивания раствора в баке-нейтрализаторе - от его скорости зависит скорость протекания процесса нейтрализации и вместимость баков.

175. Процесс перемешивания раствора в баке-нейтрализаторе производится методами:

1) пневматическим (сжатым воздухом);

2) механическим, с помощью насосов.

176. Принимаются отношение высоты бака к его диаметру больше единицы.

177. Расход воздуха на перемешивание принимается равным 0,8 м³ на 1 квадратный метр (далее -м²) поперечного сечения бака-нейтрализатора.

178. Если сточные воды ВПУ и БОУ имеют щелочный характер, то для нейтрализации добавляются кислые реагенты с непосредственным добавлением кислоты в бак-нейтрализатор.

Приложение 1 к Методическим указаниям по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций

Таблица 1.

Нормы освещенности рабочих поверхностей и мест производства работ на территории резервуарного парка.

№ п/п	Освещаемая рабочая поверхность, место производства работ	Минимальная общая освещенность, люксов
1	2	3
1	Резервуарный парк	5
2	Места измерений уровня и управления задвижками в резервуарном парке	10
3	Лестницы, обслуживающие площадки	10
4	Проезды: 1)вспомогательные 2)глазные
		0,5 1-3

Таблица 2.

Допустимые отклонения днища резервуара

№ п/п	Вместимость резервуара, м3	Допустимые отклонения, мм
		при незаполненном резервуаре		при заполненном резервуаре
		Разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м	Разность отметок любых других точек	Разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м	Разность отметок любых других точек
1	2	3	4	5	6
1	Менее 700	10	25	20	40
2	700-1000	15	40	30	60
3	2000-5000	20	50	40	80
4	10000-20000	10	50	30	80

Таблица 3.

Значения испытательного давления для трубопроводов

№ п/п	Трубопровод	Испытательное давление, МПа (кгс/см2)
1	2	3
1	Стальной с рабочим давлением, МПа: 1) до 2; 2) более 2.	Рабочее плюс 0,5, но не менее 1 Рабочее с коэффициентом 1,25
2	Чугунный, МПа: 1) со стыковыми соединениями под зачеканку с рабочим давлением до 1; 2) с равнопрочными стыковыми соединениями на резиновых уплотнителях.	Рабочее плюс 0,5 Рабочее плюс 0,8, но не более 0,7 нормы заводского испытательного давления
3	Железобетонный предварительно-напряженный	Рабочее плюс 0,3 для труб I и II классов, рабочее плюс 0,2 для труб III класса
4	Асбестоцементный	Рабочее плюс 0,3, но не менее 0,5 заводского испытательного давления на водонепроницаемость
5	Полиэтиленовый	Рабочее с коэффициентом 1,5

Таблица 4.

Характеристики поворотной нефтесборной трубы.

№ п/п	Тип трубы
1	2	3
1 Труба с ручным приводом
	Диаметр условного прохода	300 мм
	Угол поворота	60
	Время поворота	5 минут
	Усилие на маховике	60 Ньютонов
	Масса	429,6 кг
2 Труба с электроприводом
	Диаметр условного 7 прохода	300 мм
	Угол поворота	60
	Время поворота	11 секунд
	Электропривод:
	Тип	ЭПВ-10-П
	Мощность	0,42 килоВатт
Продолжение таблицы 4
1	2	3
	Частота вращения	1450 оборотов /минута (далее - об/мин)
	Максимальный крутящий момент на выходном валу	90 Ньютонов
	Общая масса	526,4 килограмм

Таблица 5.

Характеристики скребкового механизма для прямоугольных нефтеловушек

№ п/п	Наименование характеристики	Значение характеристики
1	2	3
2	Площадь удаления осадка	156 м2
3	Скорость движения скребков	7,3 миллиметр/секунда
4	Частота вращения ведущего вала	0,334 об/мин

Таблица 6.

Возможные нарушения режима работы нефтеловушки, необходимые меры по восстановлению

№ п/п	Нарушение	Причина	Меры по устранению
1	2	3	4
1	Содержание нефтепродуктов после нефтеловушки превышает норму	Скопление значительного количества нефтепродуктов и шлама в рабочих секциях	Собрать накопившиеся нефтепродукты и удалить шлам.
		Увеличение скорости потока в секциях за счет неравномерности расхода стоков по секциям	Проверить равномерность распределения стоков по секциям.
		Неравномерность потока по ширине нефтеловушки из-за нарушения горизонтальности водослива	Проверить и в случае нарушения обеспечить горизонтальность водослива
2	Нефтепродукты плохо проходят (или совсем не проходят) по системе нефтесборных труб	Засорение нефтепроводных труб Переполнение нефтесборных резервуаров	Прочистить. Опорожнить резервуары
3	Иловая жидкость плохо или совсем не поступает в приемную камеру насосной станции	Засорение илопровода	Закрыть донные клапаны, нефтеловушки, определить место засорения и произвести чистку с последующей промывкой чистой водой
4	К работающему гидроэлеватору не поступает откачиваемая смесь	Засорение всасывающего трубопровода	Произвести ревизию и чистку
5	При работе скребкового транспортера отключается электродвигатель (срабатывает защита по максимальному току)	Скопление большого количества песка на дне секции	Остановить скребковый транспортер, определить высоту слоя песка и при необходимости разрыхлить и удалить песок гидросмывом.
		Неисправность системы передач скребкового транспортера	Отключить секцию, устранить дефект.
		Перекос или поломка скребка	Откачать жидкость из секции. Выявить причину и устранять дефект
6	В приемную камеру шламового насоса непрерывно поступает сточная вода	Неплотно закрыт донный клапан	Закрыть донный клапан. В случае поломки или засорения отключить секцию, откачать жидкость, выявить и устранить неисправность.
7	При отключенных нефтесборных трубах в нефтесборный резервуар поступает сточная вода	Неплотно закрыта запорная арматура на трубопроводе после гидроэлеватора	Обтянуть арматуру. В случае необходимости откачать жидкость, устранить дефект
		Неисправность сальниковых соединений нефтесборных труб или набивки сальника	Отключить секцию. Понизить уровень стоков в секции ниже нефтесборных труб, произвести ремонт сальниковых соединений или набить сальники

Таблица 7.

Возможные нарушения режима работы флотационной установки и меры по их устранению

№ п/п	Нарушение	Причина	Меры по устранению
1	2	3	4
1	Срыв работы насоса (падение давления на манометре)	Чрезмерная подача воздуха во всасывающую трубу насоса	Прекратить подачу воздуха, закрыть воздушный кран эжектора. Если давление не возрастает, остановить насос, выпустить из него воздух и вновь запустить
2	Отсутствие или малое количество воздушных пузырьков в воде из флотационной камеры	Перебои в подаче воздуха из-за плохой работы эжектора	Отключить эжектор, найти и устранить причину перебоя в подаче воздуха
3	Содержание нефтепродуктов в очищенной воде превышает 20 мг/л	Резкое увеличение расхода сточных вод; повышение концентрации нефтепродуктов в поступающей во флотатор воде	Уменьшить расход воды; проверить работу узла очистки, предшествующего флотации

	Приложение 2 к Методическим указаниям по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций
	Форма

Паспорт цилиндрического вертикального резервуара.

1. Вместимость _____________________________________________
2. Марка __________________________ № ______________________
3. Дата составления паспорта _________________________________
4. Место установки (наименование предприятия) ________________
5. Назначение резервуара ____________________________________
6. Основные размеры элементов резервуаров (диаметр, высота)
__________________________________________________________
7. Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи, и
номер чертежей
__________________________________________________________
8. Наименование завода-изготовителя стальных конструкций
__________________________________________________________
9. Наименование строительно-монтажных организаций,
участвовавших в возведении резервуара:

1) __________	2) ____________	3) ____________
_____________	_______________	_______________
_____________	_______________	_______________

10. Перечень установленного на резервуаре оборудования: ___________
11. Отклонение от проекта _______________________________________
12. Дата начала монтажа_________________________________________
13. Дата окончания монтажа _____________________________________
14. Дата начала и окончания каждого промежуточного и общего испытаний
резервуаров и результаты испытаний: ________________________________
_____________________________________________________________
15. Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию ____________
16. Приложения к паспорту:
Техническая документация по приемке резервуара
17. Рабочие чертежи ____________________________________________
18. Заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции___
19. Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже.
20. Акты приемки скрытых работ __________________________________
21. Документы, удостоверяющие качество электродов, электродной проволоки,
флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже __________________
22. Схемы геодезических измерений при проверке разбивочных осей и
установке конструкций ______________________________________________
23. Журнал сварочных работ____________________________________
24. Акты испытания резервуара__________________________________
25. Описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших
сварку конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им цифровых или
буквенных знаков_____________________________________________________
26. Документы результатов испытаний сварных монтажных швов ____________
27. Заключение по просвечиванию сварных монтажных швов проникающим
излучением со схемами расположения мест просвечивания __________________
28. Акты приемки смонтированного оборудования
29. Подписи представителей заказчика и строительно-монтажных организаций
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________

3. Техническая документация по эксплуатации резервуара
(формы для заполнения)

Таблица 1.Периодическая проверка осадки фундамента

№ п.п.	Дата проверки	Способ проверки	Результат проверки	Должность, фамилия и подпись лица, проводившего проверку	Место хранения акта проверки (номер дела)

Таблица 2.Проведение ремонтов фундамента

№ п.п.	Дата приемки из ремонта	Описание ремонта	Должность, фамилия лица, руководившего ремонтом	Место хранения акта на проведенный ремонт (номер дела)

Таблица 3. Аварии резервуара

№ п.п.	Дата аварии	Описание аварии	Причина аварии	Место хранения акта об аварии (номер дела)

Таблица 4.Ремонт резервуара

№ п.п.	Дата приемки из ремонта	Характер и вид ремонта	Что подвергалось ремонту	Как проводился ремонт	Качество и результаты ремонта	Должность, фамилия, имя, отчество, подпись лица, ответственного за ремонт	Место хранения акта на ремонт (номер дела)

Приложение 3 к Методическим указаниям по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций

1 - распределительная камера, 2 - приемные резервуары, 3

нефтеловушка, 4 - промежуточный резервуар, 5 - механический фильтр, 6 - угольный фильтр, 7 - резервуар очищенной воды, 8 - резервуар уловленного нефтепродукта, 9 - резервуар осадка, 10 - насос подачи очищаемой воды на фильтры, 11 - насос взрыхляющей промывки фильтров.

Рисунок 1. Схема установки очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами.

1 - резервуар очищаемой воды, 2

эжектор, 3 - перекачивающий насос, 4 - напорный контактный резервуар, 5

флотатор, 6 - резервуар очищенной воды.

Рисунок 2. Схема флотационной установки.

1 - подвод очищаемой воды, 2 - отвод очищенной вода, 3 - удаление осадка и опорожнение флотатора, 4 - отвод нефтепродуктов, 5 - подвод воды, насыщенной воздухом, 6 - отвод воды для насыщения воздухом.

Рисунок 3. Схемы круглого железобетонного а и прямоугольного металлического б флотаторов.

1 - распределительная камера, 2 - труба для подвода воды, загрязненной нефтепродуктами, 3 - корпус приемного резервуара, 4 - центральная перфорированная труба, 5 - воронка для сбора плавающих нефтепродуктов, 6 - трубопровод удаления осадка, 7 - сливная воронка в разрыве струи уловленных нефтепродуктов, 8 - переливная труба, 9 - трубопровод подачи воды для очистки на последующей ступени.

Рисунок 4. Приемный резервуар.

1 - щелевая перегородка, 2 - поворотные нефтесборные трубы, 3

гидроэлеватор, 4

транспортер.

Рисунок 5. Принципиальная схема нефтеловушки.

1 - верхнее распределительное устройство, 2 - нижнее распределительное устройство, 3 - фильтрующий материал, 4 - бетонная подливка нижнего сферического днища.

Pиcунок 6. Механический фильтр, диаметром 3400 мм.

1 - верхнее распределительное устройство, 2 - нижнее распределительное устройство, 3 - активированный уголь, 4 - бетонная подливка нижнего сферического днища

Pиcунок 7. Угольный фильтр диаметром 3000 мм.

1 - баки-нейтрализаторы обмывочных вод РВП, 2 - бак обора обводненного шлама, 3 - бак-нейтрализатор вод химической очистки, 4 - баки-усреднители, 5

шламонакопитель, 6 - фильтр-пресс для обезвоживания шлама от обмывок РВП, 7 - фильтр-пресс для обезвоживания шлама от химической очисти, 8 - бак фильтрата, 9 - насос рециркуляция шлама в баках 1, 10 - насос перекачки осветленной воды из баков 1, 11 - насос перекачки шлама, 12 - насос перекачки нейтрализованной воды, 13 - насос рециркуляции шлама в баках 4, 14 - насос перекачки осветленной воды из баков 4, 15 - насос фильтрата, 16 - насос осветленной воды после химической очистки, 17 - насос осветленной воды после обмывок РВП.

Рисунок 8. Схема комплексной установки нейтрализация.

1

корпус, 2 - трубопровод входа рециркуляции, 3 - трубопровод выхода шлама, 4 - трубопровод перелива из бака-нейтрализатора, 5 - трубопровод подвода воздуха.

Рисунок 9. Бак-нейтрализатор сбросных вод химических промывок.

1 - бак сбора кислых вод, 2 - бак cбора щелочных вод, 3 - бак-нейтрализатор, 4 - насос рециркуляция.

Рисунок 10. Схема установки нейтрализации сточных вод ВПУ.

Приложение 8 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по наладке системы регулирования процесса горения газомазутных котлов

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по наладке системы регулирования процесса горения газомазутных котлов (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и распространяются на автоматические системы регулирования теплоэнергетических установок и содержат схемные рекомендации по построению автоматической системы регулирования процесса горения газомазутных котлов.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) система автоматического регулирования

системы поддержания постоянства заданных физических величин;

2) динамическая характеристика объекта

уравнение, устанавливающее зависимость изменения во времени выходной величины от вариаций входных возмущающих параметров;

3) статическая характеристика объекта

зависимость регулируемой величины от регулирующего воздействия в различных установившихся режимах;

4) регулирующий орган

элемент в цепи воздействий, оказывающий непосредственное влияние на управляемый объект;

5) труба Вентури - устройство для измерения расхода или скорости потока газов и жидкостей, представляющее собой трубу с горловиной, включаемую в разрыв трубопровода.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Схемные решения по системам автоматического регулирования процесса горения газомазутных котлов

3. Структурные схемы автоматических систем регулирования процесса горения на электростанциях представляются в соответствии с рисунками 1, 2, 3, 4 и 5 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Структурная схема регулирования расхода (давления) газа и мазута к котлу состоит из двух регуляторов

регулятора газа и регулятором мазута с общим заданием от интегратора регулятора мощности в соответствии с рисунком 1 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

На входы регуляторов посредством специального переключателя подсоединяться сигналы расхода топлива и давлений. Оба сигнала предварительно преобразованы в соответствии со своей статической зависимостью от нагрузки котла. При раздельном сжигании регулируются расходы топлива. Измерение расхода газа (G_Г) выполняется с учетом коррекции по давлению перед измерительным устройством по формуле:

(1)

где

р - перепад давлений газа на измерительном устройстве;

р - текущее давление;

р_р - расчетное давление, равное одной килограмм-силе/квадратный сантиметр (далее - кгс/см²).

4. При использовании датчиков, измеряющих абсолютное давление, расход газа определяется по формуле:

(2)

5. При работе на смеси регулируется давление. Сочетание горелок, сжигающих газ и мазут, представляется любой, а тепловая производительность автоматически поддерживается на одинаковом значении. Фиксация одного из видов топлива при изменении нагрузки достигается за счет перераспределения количественного состава горелочных устройств, сжигающих газ и мазут.

6. В структурной схеме регулирования расхода общего воздуха к котлу задающим сигналом является расход газа или расход мазута в соответствии с рисунком 2 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Использование суммарного сигнала по этим видам топлива для обеспечения работоспособности регулятора в режиме совместного сжигания не возможно, ввиду низкой надежности измерения малых расходов. Регулируемыми параметрами является расход и давление воздуха.

7. Управление исполнительными механизмами направляющих аппаратов 2 дутьевых вентиляторов на мощных котлах производится:

1) по последовательной схеме в соответствии структурной схемой регулирования расхода общего воздуха к котлу согласно рисунку 2 приложения к настоящим Методическим указаниям;

2) схеме параллельной синхронизации, в соответствии структурной схемой системы регулирования расхода подачи воздуха согласно рисунку 4 приложения к настоящим Методическим указаниям.

Схема синхронизации предусматривает возможность автоматического управления одним или одновременно двумя направляющими аппаратами, если автоматическое воздействие на другой в данный момент невозможно.

8. Для формирования статической зависимости на входе корректирующего регулятора по кислороду, используется один из нескольких существующих сигналов, наиболее полно характеризующих нагрузку котла или энергоблока в соответствии структурной схемой корректора общего расхода воздуха по содержанию кислорода в дымовых газах согласно рисунку 3 приложения к настоящим Методическим указаниям:

1) электрическая мощность генератора;

2) расход топлива;

3) расход пара.

9. В схеме корректора предусматриваются сигналы, определяющие химическую неполноту сгорания - (q₃) при сжигании газа и механическую неполноту сгорания - (q₄) при сжигании мазута. Появление этих сигналов в динамических режимах работы котла вызывает кратковременное увеличение расхода воздуха с одновременным запретом на работу регулятора в сторону прикрытия направляющих аппаратов.

Использование указанных сигналов в статическом режиме для корректировки соотношения "топливо - воздух" невозможно в силу неполной однозначной зависимости показаний приборов на (q₃) и (q₄) от значения химической и механической неполноты сгорания.

10. Регулятор разрежения стабилизирует давление дымовых газов в верхней части топки котла в соответствии структурной схемой регулирования разрежения в топке котла согласно рисунку 5 приложения к настоящим Методическим указаниям.

Для ускорения отработки регулятором внешних возмущений на его вход поступает динамически преобразованный сигнал по расходу воздуха в котел.

11. Автоматизация процесса подачи воздуха в котел с использованием импульса по расходу воздуха от труб Вентури - оптимальное решение. Такие устройства позволяют получить минимальные значения безвозвратной потери напора. Сигнал по расходу обеспечивает работоспособность регулятора при отключении и включении части горелочных устройств на котлах, где эти операции предусматриваются режимными факторами.

12. Для котлов, где не предусмотрена установка труб Вентури, за регулируемый параметр принимается давление воздуха в перемычке за регенеративным воздухоподогревателем (далее

РВП).

Статическая характеристика давления от нагрузки не является линейной и для ее преобразования к линейному виду в схему регулятора вводится элемент извлечения квадратного корня. Кривизна статической характеристики в регулируемом диапазоне изменения расхода воздуха принимается за линейную.

13. При использовании сигнала по давлению воздуха учитываются особенности конструкции некоторых котлов, врезка напорных линий от дымососа рециркуляции дымовых газов (далее

ДРГ) производится не в топку котла, а в подводящие воздуховоды на участке от общего короба до горелок. Изменение степени рециркуляции ДРГ в сторону увеличения, приводит к повышению давления в подводящих воздуховодах и перемычке и к частичной разгрузке дутьевого вентилятора (далее

ДВ). Снижение расхода воздуха происходит за счет дополнительной присадки газов рециркуляции и за счет ложной работы регулятора воздуха, который прикрывает направляющие аппараты ДВ.

14. Для нейтрализации нежелательного эффекта в работе регулятора, связанного с изменением загрузки ДРГ, в схему регулятора вводят сигнал по сумме положений направляющих аппаратов ДРГ. Действие этого сигнала направлено на компенсацию изменения давления воздуха, связанного с изменением степени рециркуляции ДРГ и вызывает срабатывание регулятора в направлении загрузки или разгрузки ДВ на величину, определяемую повышением или понижением давления воздуха в перемычке при перемещении направляющих аппаратов ДРГ.

15. Структурная схема системы регулирования подачи воздуха в котел представляется в соответствии с рисунком 4 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

При переводе в ручной режим управления направляющего аппарата любого ДВ схема синхронизации отключается от входов преобразователей давления (далее

ПД) и регулирование осуществляется одним оставшимся в работе направляющим аппаратом.

16. Отключение отдельных горелок при снижении нагрузки является необходимым условием работоспособности оборудования для котлов, сжигающих мазут в форсунках без парового распыла, оборудованных паромеханическими форсунками и при сжигании газа.

17. В схеме автоматического регулирования процесса горения котлов регулятор общего воздуха поддерживает давление в перемычке за РВП в соответствии с заданием по давлению сжигаемого топлива. Соотношение этих давлений выбирается из режимной карты и является постоянным для данного типа котла, зависящим только от вида топлива и количества работающих горелок. Статические характеристики давления мазута и давления воздуха при переходе от шести горелок к восьми смещаются, но их крутизна меняется незначительно. Зависимость давления воздуха от давления топлива носит примерно одинаковый характер при любом составе горелочных устройств. При включении или отключении горелок регулятор общего воздуха без дополнительной перенастройки установит давление воздуха перед горелками в соответствии с заданием по давлению топлива. Если указанное задание соответствует значению нагрузки котла, то образовавшийся расход воздуха соответствует нагрузке.

18. Регулятор топлива выполняется по каскадной схеме. Стабилизирующий контур поддерживает давление топлива за регулирующим клапаном согласно заданию, которое поступает от корректирующего регулятора по кислороду. Корректор поддерживает расход топлива пропорционально заданной нагрузке. При отключении - включении горелок для котлов, имеющих небольшое количество горелочных устройств, требуется стабилизация горения.

19. В схеме формируется автоматическое задание регулятору давления топлива, которое определяется нагрузкой котла. При изменении количества работающих горелок для сохранения прежнего расхода топлива регулятор перемещает клапан в новое положение. При этом перед горелками устанавливается давление, обеспечивающее при новом составе горелочных устройств первоначальный расход топлива в котел.

20. Регулятор общего воздуха приводит в соответствие давление воздуха с новым установившимся давлением топлива. Этим восстанавливается существовавший до переключения горелок расход воздуха и соотношение "топливо - воздух".

Глава 3. Основные этапы выполнения наладочных работ

21. Наладка автоматической системы регулирования (далее

АСР) процесса горения начинается с анализа состояния основного технологического оборудования с позиций его соответствия требованиям автоматизации. Применительно к АСР процесса горения определяется:

1) состояние, тип и характеристики регулирующих органов подачи газа и мазута к котлу;

2) исполнительные устройства и их сочленение с направляющими аппаратами дымососов и ДВ;

3) способы измерения и состояние расходомерных устройств подачи топлива и воздуха в котел;

4) тип горелочных устройств и диапазон их работы;

5) пульсации в газовоздушном тракте;

6) влияние на работу регуляторов режимных и конструктивных особенностей оборудования.

22. При определении технического состояния исполнительных устройств, воздействующих на направляющие аппараты ДВ и дымососов, проверяется плавность хода и люфт в сочленениях кривошипа механизма электрического исполнительного с рычагом передвижных колец направляющих аппаратов. При контроле монтажа узлов, где присутствие люфта обязательно, но носит прогрессирующий характер, его уменьшается за счет обеспечения близких по размеру диаметров шарнирного соединения рычагов и вилки тяги.

23. Проверяется положение направляющих аппаратов при их полном открытии и степень плотности при закрытии:

1) для ДВ при останове блока;

2) для дымососов - во время ремонта.

24. Для измерения расхода мазута на электростанциях используются устройства, принцип работы которых основан на измерении перепада давлений на сужающем устройстве. Проверка измерительного устройства состоит в визуальном контроле плотности разделительных сосудов и импульсных линий. При наличии подтеканий снимается датчик, сосуды и импульсные линии продувается паром и промывается горячей водой. Замазученный датчик заменяется на новый. При отсутствии внешних признаков подтекания мазута (сосуд, импульсные линии и накидная гайка датчика чистые) проверяется скорость изменения сигнала от дифманометра, используемого в схеме регулирования, при изменениях расхода топлива. Сигнал датчика устанавливают на новом значении одновременно с перемещением мазутного клапана. Сосуды и импульсные линии со стороны дроссельного устройства изолируют и распологают на мазутопроводе.

25. При измерении расхода воздуха посредством труб Вентури отборы "плюсового" и "минусового" импульсов производятся в четырех точках по периметру воздуховода. Первичные отборы объединяются посредством усреднительного кольца, к которому подключаются импульсные линии датчика. Подключение производится в верхней части воздуховода посредством резьбового соединения. В случае забивания отборных устройств, отсоединяется импульсная линия и продувается усреднительное кольцо. При сварном подключении в месте подсоединения предусматривается отверстие для продувки с резьбой под заглушку.

26. При отсутствии на котле устройств измерения расхода воздуха схему регулятора реализовывается, используя импульс по давлению воздуха за РВП. Задействуется сигнал по давлению в перемычке после РВП.

27. Наличием на котле паромеханических форсунок обеспечивается постоянство состава горелочных устройств, при работе котла в широком диапазоне нагрузок. В этом случае форсунки меньше подвергаются забиванию, поддерживается давление перед котлом в соответствии с режимной картой и сохраняется неизменной статическая настройка регулятора топлива.

28. При автоматизации процесса горения на котлах, сжигающих мазут, регулятор топлива имеет простую структуру и работает в режиме поддержания давления и расхода топлива.

29. На котлах, оборудованных форсунками без парового распыла, при работе на мазуте и снижении нагрузки неизбежно отключение отдельных горелок или их группы. Для сохранения заданной нагрузки в структуре регулятора топлива предусматривается сигнал по расходу мазута.

30. Перед наладкой регулятора топлива на котле, сжигающем мазут, отслеживается, чтобы клапан рециркуляции мазута в пределах котла был полностью закрыт.

31. Пульсации параметров газовоздушного тракта являются свойством работы котла. Во избежание частых срабатываний регуляторов разрежения и общего расхода воздуха высокочастотная составляющая этих пульсаций подавляется за счет собственных фильтрующих элементов, входящих в состав выпускаемой аппаратуры регулирования. Низкочастотная составляющая связана с работой РВП и определяется частотой его вращения.

32. При выраженных колебаниях разрежения в топке или давления воздуха используется избирательный фильтр, не пропускающий на вход регулятора периодические возмущения заданной частоты.

33. Пульсации, носящие хаотичный характер механическими фильтрами, устанавливаемыми на входе в датчик, подавляются. Настраивается фильтр, ориентируясь на сглаживание пульсаций максимально возможной амплитуды и снижение чувствительности датчика.

34. Приступают к наладке регуляторов процесса горения на действующем котле посредством опроса оперативного и ремонтного персонала и изучения имеющейся эксплуатационной документации и путем непосредственного визуального контроля знакомятся с режимными особенностями работы оборудования и способами сжигания топлива:

1) сжигание топлива одного вида;

2) раздельное - двух видов;

3) раздельно-совместное.

35. Существующие схемные решения по системам регулирования процесса горения, выбираются, обеспечивая стабилизацию расхода газа на заданном значении при одновременном изменении расхода мазута на том же котле в соответствии с суточным диспетчерским графиком нагрузок. При наличии на котле ограничений по тяге или дутью наладка регуляторов переносится на послеремонтный период, когда эти ограничения устранены.

При подаче газов рециркуляции в топку котла схема регулятора общего воздуха приводятся без сигнала по положению направляющих аппаратов ДРГ в соответствии с структурной схемой регулирования расхода общего воздуха к котлу, структурной схемой корректора общего расхода воздуха по содержанию кислорода в дымовых газах, структурной схемой системы регулирования расхода подачи воздуха согласно рисункам 2, 3 и 4 приложения к настоящим Методическим указаниям.

При врезке напорных линий ДРГ в подводящие воздуховоды к горелкам, но при наличии измерительных устройств по расходу воздуха, управляют подачей воздуха в котел в соответствии с структурной схемой регулирования расхода общего воздуха к котлу, структурной схемой корректора общего расхода воздуха по содержанию кислорода в дымовых газах, согласно рисункам 2 и 3 приложения к настоящим Методическим указаниям. Если измерение расхода воздуха не производится, перейти к схеме рисунка 4 приложения к настоящим Методическим указаниям.

36. Проверяется состояние приборного парка:

1) датчиков;

2) пусковых устройств;

3) аппаратуры.

37. АСР горения выполняется на аналоговых и на микропроцессорных технических средствах.

38. При наличии на работающей электростанции микропроцессорной техники объем монтажных работ сокращается.

Микропроцессорные приборы устанавливаются в существующие панели, схемы индивидуального дистанционного управления направляющими аппаратами и клапанами топлива сохраняются без изменения. Проводится лабораторная проверка датчиков вместе с блоками питания в объеме заводской инструкции перед установкой на объект.

39. Режимная карта действующего котла принимается рабочим документом для оперативного технологического персонала электростанции и наладчиков, занимающихся внедрением системы регулирования процесса горения. Режимная карта принимается за источник получения исходных данных для статической настройки соотношений "топливо - воздух", "нагрузка - кислород" регулятора общего воздуха.

40. При выполнении наладочных работ на новых котлах, для которых режимная карта не составлена, исходные данные для статической настройки регуляторов определяются на основании текущего эксплуатационного режима.

41. Информацию о расходных характеристиках регулирующих клапанов на газе и мазуте получается в ходе нормальной работы котла. Для этого в регулировочном диапазоне нагрузок снимается в нескольких точках зависимость "положение клапана - расход топлива". Основное условие - постоянство давления топлива перед клапаном и неизменное количество горелочных устройств.

42. Для расчета динамических настроек регуляторов процесса горения снимаются кривые разгона. Испытания по снятию кривых разгона проводятся по программе, утвержденной главным инженером электростанции для параметров:

1) расход и давление топлива при возмущении регулирующим клапаном подачи топлива;

2) расход и давление воздуха при синхронном возмущении направляющими аппаратами ДВ;

3) содержание кислорода в уходящих газах при возмущении расходом и давлением воздуха;

4) разрежение в топке при синхронном возмущении направляющими аппаратами дымососов.

43. Определение расчетным путем на основании полученных исходных данных статических и динамических параметров настройки регуляторов - один из этапов выполнения наладочных работ. Задача настройки - выбор и установление настроечных параметров регулятора, обеспечивающих оптимальный процесс регулирования. Основное требование, удовлетворяющее оптимальному процессу регулирования - интенсивность затухания переходного режима.

44. За степень затухания (

) принимается отношение разности двух соседних положительных амплитуд (А₁ и А₃) на графике переходного процесса регулирования к первой из соседних амплитуд в соответствии с техническими условиями применяемого регулятора:

(3)

1) степень затухания

равна нулю, если 3 амплитуда равна 1 - процесс незатухающий;

2) степень затухания

равна 1, если 3 амплитуда равна нулю - апериодическая форма переходного процесса.

45. Получение оптимального процесса регулирования (

в пределах 0,9) достигают за счет правильного выбора динамических параметров настройки регулятора. Номограммы для определения параметров динамических настроек пропорционально-интегрального регулятора (далее

ПИ) в одноконтурной замкнутой АСР на объектах с самовыравниванием, обладающих достаточной инерционностью, приводятся, согласно рисунка 6 приложения к настоящим Методическим указаниям.

46. Настройка системы автоматического регулирования определяется обеспечением требуемых соотношений параметров путем статической настройки регулятора в соответствии с номограммой и таблицей для определения параметров динамических настроек ПИ-регулятора в одноконтурной замкнутой согласно рисунку 6 и таблицы 1 приложения к настоящим Методическим указаниям.

47. После завершения монтажных работ по системе автоматического регулирования процесса горения проверяется функциональная готовность к работе:

1) проверяется целостность входных и выходных цепей регулятора;

2) исправность входных каналов проверяется путем измерения сигнала датчика непосредственно на входе в регулятор и сравнения его с текущим значением технологического параметра;

3) на неработающем котле сигнал по месту установки датчика имитируется.

48. При отсутствии сигнала на входе в регулятор цепи датчика прозваниваются. Если сигнал приходит в искаженном виде, отслеживается вся входная цепочка на предмет правильности установки защитных стабилитронов в случае размножения сигнала от датчика к другим потребителям.

49. Фазировка входных каналов осуществляется в соответствии с технологическим алгоритмом работы регулятора путем изменения значения сигнала по каналу и его сравнения со знаком изменения сигнала разбаланса регулирующего прибора.

50. Исправность управляющих цепей проверяется путем кратковременного автоматического воздействия на исполнительный механизм в одну и в другую сторону. Уточняется фазировка управляющего воздействия.

51. На регуляторах устанавливаются параметры динамической настройки, определенные расчетным путем на основании временных характеристик кривых разгона по номограммам в соответствии с рисунком 6 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

52. После установки на регуляторе расчетных параметров настройки производится его пробное включение. При неизменной нагрузке и отсутствии искусственно наносимых возмущений работа регулятора проверяется не вызывая расходящихся колебаний, далее проводятся испытания регулятора.

53. Перед проведением наладочных испытаний составляется и утверждается у главного инженера электростанции программа (на каждый регулятор в отдельности или на группу регуляторов), где указывается:

1) цель испытаний;

2) условия их проведения (нагрузка котла или энергоблока, количество работающих механизмов и горелок);

3) тип и количество наносимых возмущений;

4) предполагаемая длительность переходного процесса;

5) условия завершения испытаний;

6) ответственные лица.

54. Для передачи регуляторов в эксплуатацию составляется программа по проведению приемо-сдаточных испытаний в соответствии с пунктом 53 настоящих Методических указаний.

55. При проведении испытаний возмущения наносятся ручным задатчиком и регулирующим органом.

56. Общий подход к корректировке параметров динамической настройки относительно расчетных значений:

1) в каждом опыте меняется только один из двух параметров настройки (коэффициент передачи регулятора или время интегрирования);

2) если переходный процесс характеризуется слабой колебательностью, но большой длительностью, то коэффициент передачи регулятора увеличивается, а время интегрирования уменьшается;

3) если переходный процесс носит сильно выраженный колебательный характер при нормальной крутизне характеристики регулирующего органа, то коэффициент передачи регулятора уменьшается;

4) если переходный процесс имеет слабую колебательность (4 разнополярных колебания регулируемого параметра относительно равновесного состояния) и малую длительность, то он близок к оптимальному.

57. Если снятие кривых разгона для объектов регулирования процесса горения по каким-либо причинам не возможно, то определение параметров динамической настройки регуляторов выполняется экспериментально. Для первых пробных включений регулятора устанавливаются настройки, исключающие появление колебательного или расходящегося переходного процесса.

58. После настройки быстродействующих контуров регулирования подачи топлива, воздуха и разрежения в топке, регуляторы оставляется в работе и уточняется расчетное значение статической настройки соотношения "топливо - воздух". Динамические и статические настройки корректирующего регулятора по кислороду определяются на основании кривых разгона и режимной карты котла. При проведении динамических испытаний корректирующего регулятора возмущение наносятся ручным задатчиком, во избежание появления химической или механической неполноты сгорания сначала в большую сторону, затем - в меньшую. Статическую настройку проверяются и уточняются в режиме изменения нагрузки котла при поддержании подчиненным регулятором ранее настроенного соотношения "топливо - воздух".

59. Последовательность настройки и ввода в работу регуляторов процесса горения принимается:

1) настройка и ввода в работу регулятора разрежения;

2) настройка и ввода в работу к регулятору топлива;

3) настройка и ввода в работу регулятора общего воздуха.

60. Настройка схемы синхронизации двух исполнительных механизмов производят в соответствии структурной схемой регулирования расхода общего воздуха к котлу, структурной схемой регулирования разрежения в топке котла согласно рисункам 2 и 5 приложения к настоящим Методическим указаниям. Коэффициенты передачи по основному и по каналу задающего воздействия устанавливаются одинаковыми и максимальными.

61. Синхронизация происходит одновременно посредством двух регуляторов в соответствии структурной схемой системы регулирования расхода подачи воздуха согласно рисунку 4 приложения к настоящим Методическим указаниям.

Каждый регулятор отрабатывает сигнал по разности положений направляющих аппаратов и не отличается от регулятора, реализующего схему синхронизации в соответствии с структурной схемой регулирования расхода общего воздуха к котлу, структурной схемой регулирования разрежения в топке котла согласно рисункам 2 и 5 приложения к настоящим Методическим указаниям.

62. Динамическая настройка регуляторов проводится при нагрузке котла, близкой к нижней границе регулировочного диапазона, так как коэффициенты усиления большинства теплоэнергетических объектов повышаются при снижении нагрузки. Правильно подобранные настройки гарантируют устойчивую работу регуляторов и на нагрузках более высоких. Для быстродействующих регуляторов указанное условие не является обязательным.

63. Динамические параметры настройки регулятора корректируются. При некоторых значениях коэффициента передачи и времени интегрирования регулятором обеспечивается высокое быстродействие на низкой нагрузке, но при максимальной паропроизводительности котла переходный процесс оказывается затянутым. Если подбором компромиссных значений параметров настройки не добиваются удовлетворительного качества регулирования на всех нагрузках, переходят к автоматической перенастройке.

64. Зависимости для коэффициента передачи и времени интегрирования, обеспечивающие оптимальную работу регулятора на различных нагрузках, определяются расчетным путем или экспериментально.

65. Настройку динамических сигналов по расходу воздуха в схеме регулятора разрежения или по расходу топлива у регулятора соотношения "топливо - воздух" производят после того, как наладочные испытания регуляторов процесса горения закончены и система включается в работу.

66. Оптимальные настройки регуляторов определяются из условий устойчивой работы замкнутой системы регулирования при основном возмущении:

1) в динамике (например, при изменении нагрузки котла) действие дифференциатора принимается обеспечивающим упреждающее воздействие на регулятор с целью заблаговременного изменения положения регулирующего органа в сторону снятия предполагаемого возмущения;

2) влияние дифференциатора не бывает чрезмерным (как по значению, так и по длительности), чтобы под его воздействием регулируемый параметр не изменил своего значения в сторону, противоположную нанесенному возмущению;

3) в результате работы дифференциатора динамические отклонения регулируемого параметра в переходных режимах и длительность самого процесса регулирования сокращаются.

67. Порядок расчета предлагается для сложной составной части системы регулирования процесса горения - регулятора подачи воздуха в котел. Регулятор имеет двухконтурную каскадную структуру и состоит из стабилизирующего и корректирующего регуляторов.

68. Структурная схема системы регулирования расхода подачи воздуха с использованием корректирующего импульса по кислороду (далее - O₂) приводится в соответствии с рисунком 4 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям, упрощенно предоставляется в виде набора последовательно включенных динамических звеньев в соответствии с структурной схемой системы регулирования подачи воздуха согласно рисунку 7а приложения к настоящим Методическим указаниям.

Регулятор воздуха (W_p(p)) и участок воздухопровода (W_об1(p)) образуют внутренний контур. Входными величинами этого контура являются управляющие воздействия Х_зп1, возмущающие воздействия по расходу топлива и положению направляющих аппаратов ДРГ, а также воздействие корректирующего регулятора (W_кор(p)). Выходной величиной этого контура является давление воздуха (Хр_в).

69. Внутренний контур регулирования поддерживает заданное значение давления воздуха (Хр_в) в соответствии с расходом топлива и степенью загрузки ДРГ и в соответствии с сигналом корректирующего регулятора. Инерционность участка воздухопровода незначительна, поэтому достигается значительное быстродействие этого контура регулирования без потери устойчивости. Переходные процессы во внутреннем контуре, вызванные изменением нагрузки котла или самопроизвольным изменением расхода топлива, завершаются раньше, чем эти же возмущения существенно повлияют.

70. При выполнении наладки и включения регуляторов процесса горения обеспечивается нормальное функционирование всех элементов схем регулирования.

71. Датчики и аппаратуру регулирования проверяется и настраивается в лаборатории согласно заводским инструкциям по эксплуатации. Программирование микропроцессорных приборов производится по месту установки в панелях автоматики. Предварительно составляется программа функционирования прибора.

72. Один всережимный регулирующий шиберный клапан устанавливается с конструктивной характеристикой, обеспечивающей прямолинейную расходную характеристику. При выборе клапана обращается внимание:

1) на выбранный клапан рассчитанный на условное давление Р_у

60 кгс/см²;

2) на клапан оснащенный сервоприводом с временем сервомотора не менее 60 секунд;

3) на ход штока больше высоты профиля во избежание недооткрытия клапана на максимальной нагрузке котла;

4) в шибере или седле клапана проточенный профиль, расчет которого производится из условия обеспечения прямолинейной расходной характеристики для всего диапазона работы котла, включая растопку.

73. Профили проходных сечений шиберных клапанов, выполненные в шибере и седле для клапанов различного условного диаметра, но одинаковой пропускной способности, равной 74,0 т/ч мазута при перепаде давлений 6,0 кгс/см² для котлов паропроизводительностью до 1000 т/ч представляются в соответствии профилем и конструктивной характеристикой мазутного клапана, профилем и конструктивной характеристикой мазутного клапана согласно рисункам 8 и 9 приложения к настоящим Методическим указаниям.

74. Примеры профилей в шибере и в седле для клапанов различных типоразмеров, обеспечивающих пропуск мазута в количестве от 40 до 45 т/ч для котлов паропроизводительностью до 500 т/ч, представляются соответствии с профилем и конструктивной характеристикой мазутного клапана согласно рисункам 10 и 11 приложения к настоящим Методическим указаниям.

75. Регулирование расхода газа и мазута к котлу осуществляется с помощью двух параллельно установленных поворотных заслонок.

76. Качество поддержания технологических параметров регламентируются паспортными данными на конкретное технологическое оборудование.

77. Требования к качеству поддержания технологических параметров составляются с учетом выполнения требований к оборудованию и устройствам измерения:

1) устойчивость работы (отсутствие автоколебаний) и ограниченная частота включений регуляторов, при постоянной заданной нагрузке котла не превышаются 6 включений в 1 минуту;

2) максимальные отклонения основных технологических параметров при постоянной заданной нагрузке котла в пределах регулировочного диапазона нагрузок не превышаются значений давления пара перед турбиной

2%, содержания кислорода в дымовых газах для мазутных котлов при малых избытках воздуха и постоянной времени кислородомера за 1,5 минуты

0,2% О₂, для остальных котлов

0,5% О₂, разрежение в топке

2 кгс/м².

78. Для регулятора подачи воздуха проводятся статические испытания при уточнении расчетных соотношений "топливо - воздух" и "кислород - нагрузка" в режимах изменения нагрузки котла от минимальной до максимальной.

79. Правильность выбранного соотношения "топливо - воздух" проверяются изменением нагрузки при отключенном корректирующем регуляторе по кислороду, без динамических сигналов и отсутствии возмущений со стороны ДРГ.

80. В качестве главного оценочного критерия принимаются значение статического отклонения кислорода от заданной режимной зависимости при изменении расхода топлива.

81. После завершения настройки регулятора соотношения "топливо - воздух" включается полная схема регулятора воздуха и корректируется статическую зависимость "кислород - нагрузка". Если при работе котла в регулируемом диапазоне корректором устанавливается значение кислорода, отличное от режимных указаний, уточняется коэффициент передачи по каналу расхода пара.

82. По завершении испытаний максимальные динамические отклонения кислорода от значений, заданных режимной картой, не превышаются 0,5% при нормальной эксплуатационной скорости изменения нагрузки. Эта скорость на блочных энергоустановках лимитируется турбиной и составляет от 3 до 5 мега Ватт/минута (далее - МВт/мин). Оптимально настроенный регулятор подачи воздуха обеспечиваются необходимые требования по поддержанию воздушного режима на котлах, работающих с малыми избытками воздуха, при этом функции корректирующего регулятора сведены до минимума. Одновременно минимизируется степень влияния дополнительных сигналов.

83. Испытания по уточнению расчетного статического соотношения "УП ДРГ - воздух", если регулятор общего воздуха реализован по схеме рисунка 4 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям, проводится после проверки на действующем объекте расчетного соотношения "топливо - воздух" и корректировки параметров динамической настройки регулятора.

84. При неизменной нагрузке блока наносится возмущение направляющими аппаратами ДРГ и путем коррекции расчетного коэффициента передачи по каналу УП ДРГ, восстанавливаются значение кислорода на прежнем уровне после завершения переходного процесса. Испытания проводятся на минимальной, средней и максимальной нагрузках регулируемого диапазона. Определяется компромиссная настройка коэффициента передачи, дающая удовлетворительные результаты на всех нагрузках.

Приложение к Методическим указаниям по по наладке системы регулирования процесса горения газомазутных котлов

Структурные схемы автоматических систем регулирования процесса горения на электростанциях

Рисунок 1. Структурная схема регулирования расхода газа и мазута к котлу

Рисунок 2. Структурная схема регулирования расхода общего воздуха к котлу

а - для котлов моноблоков; б - для котлов (корпуса) дубль-блоков.

Рисунок 3. Структурная схема корректора общего расхода воздуха по содержанию кислорода в дымовых газах

Рисунок 4. Структурная схема системы регулирования расхода подачи воздуха

Рисунок 5. Структурная схема регулирования разрежения в топке котла

а - для котлов моноблоков; б - для котлов дубль-блока

а

Таблица 1

Параметров динамических настроек ПИ-регулятора в одноконтурной замкнутой АСР на объектах с самовыравниванием при

= 0,75.

Параметр настройки	/ То = 0 - 0,2	0,2 < / То < 1,5	/ То > 1,5
	1,l		2Ко
Ти	3,3	0,8 /( / То)	0,6

- степень связи (величина, обратная коэффициенту передачи регулятора)

б

Рисунок 6. Номограмма и таблица для определения параметров динамических настроек ПИ-регулятора в одноконтурной замкнутой АСР на объектах с самовыравниванием:

а) при

= 0,9 и на объектах с самовыравниванием и без самовыравнивания;

б) при

= 0,75.

Рисунок 7. Структурные схемы системы регулирования подачи воздуха

а - общая, б - эквивалентная, в - внешнего контура.

Рисунок 8. Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Рисунок 9. Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Рисунок 10. Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана

Рисунок 11. Профиль и конструктивная характеристика мазутного клапана.

Приложение 9 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для персонала специализированных, проектных, наладочных организаций, в системе Министерства энергетики Республики Казахстан, эксплуатационного персонала электростанций при проектировании, подготовке и проведении эксплуатационных очисток паровых стационарных прямоточных котлов сверхкритического давления (далее - СКД) 25 мега Паскаль (далее

МПа).

При составлении Методических указаний учитывался опыт проведения эксплуатационных очисток блоков СКД специализированными организациями, отдельными электростанциями и энергосистемами Российской Федерации.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) электростанция

энергетический объект, предназначенный для производства электрической и тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

2) гидразинно-аммиачный водный режим - традиционный водный режим, используется практически на всех энергетических блоках СКД, при его реализации в питательную воду дозируют гидразин и аммиак, которые связывают соответственно кислород и углекислоту, оставшиеся в воде после дегазации;

3) вспомогательные вещества ОП-7 и ОП-10

это неиногенные поверхностно-активные вещества, представляются в виде жидкости либо пасты маслоподобного типа, имеют светлый цвет;

4) ингибитор коррозии металлов КИ-1

ингибитор, который используется в качестве присадки к кислотам и их растворам (плавиковой, соляной, фосфорной, серной), необходим для того, чтоб металл не подвергался кислотной коррозии.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Основным назначением эксплуатационной химической очистки котла энергоблока СКД является удаление отложений, образующихся во время эксплуатации на внутренней поверхности труб. Это мероприятие необходимо для обеспечения экономичной работы блока и предотвращения создания аварийной ситуации из-за перегрева и коррозионных повреждений металла.

4. Своевременно и качественно выполненная эксплуатационная очистка котла способствует уменьшению выноса в проточную часть турбины меди, оксидов кремния и железа, а также частиц окалины, отслаивающихся при резких теплосменах с поверхности пароперегревательных труб.

5. Скорость образования отложений на внутренней поверхности труб в процессе эксплуатации блока СКД зависит от вида сжигаемого топлива и конструктивных особенностей котла, обусловливающих тепловые нагрузки, от водного режима и качества питательной воды и конденсата. На количество и состав эксплуатационных отложений существенное влияние оказывает количество пусков и остановов блоков и проводимые во время простоя мероприятия по консервации оборудования.

6. О количестве и свойствах отложений судят по показаниям термопар и вырезкам образцов труб, которые производятся в поверхностях, расположенных в зонах максимальных тепловых напряжений или концентрирования примесей. Наиболее объективными являются данные температурного контроля, однако, в связи со сложностью его организации, проводятся периодические вырезки образцов труб.

7. Эксплуатационные химические очистки пароводяного тракта энергоблока СКД выполняются по предельной температуре или предельной загрязненности внутренней поверхности труб в участках с максимальными тепловыми нагрузками, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее

Правила технической эксплуатации электростанций и сетей).

8. Эксплуатационная очистка энергоблока обязательна, если на поверхностях нагрева котла обнаруживаются свищи и отдулины, образовавшиеся за счет отложений.

9. Эксплуатационная очистка питательного и пароводяного трактов необходима, перед переводом энергоблока на новый водно-химический режим, так как за счет переформирования оксидных пленок, усиливается вынос железа и особенно меди в пар. В этих случаях, после замены трубок подогревателя низкого давления (далее

ПНД), изготовленных из сплавов меди на стальные, выполняется очистка.

10. Эксплуатационная очистка проводится специализированной организацией или персоналом электростанции с участием служб энергосистемы по специально разработанной и утвержденной программе и схеме, составленным в соответствии с настоящими Методическими указаниями.

11. Проектом тепловых электрических станций предусматриваются общестанционные устройства для проведения эксплуатационной химической очистки оборудования, базируемые на схеме предпусковой очистки или на элементах штатного оборудования и тепловой схемы блока.

12. Технология и схема эксплуатационной очистки котла, определяющие метод очистки, обеспечивающия высокое качество очистки при минимально возможных материальных и временных затратах на очистку и обезвреживание сбросных вод.

13. Если после очистки блок выводится в резерв или ремонт и находится в простое более 5 суток, в технологическом режиме очистки предусматривается послепромывочная пассивацию очищенных поверхностей для защиты металла, от коррозии на период простоя блока после очистки. Режим послепромывочной пассивации увязывается с водным режимом и методами консервации, принятыми электростанцией при эксплуатации данного оборудования.

14. При проведении эксплуатационной очистки котла энергоблока СКД соблюдаются требования Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрированы в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) (далее - Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей).

Глава 2. Критерии, определяющие проведение эксплуатационной очистки пароводяного тракта котла

15. Периодичность эксплуатационных очисток пароводяного тракта котлов блоков СКД зависит от скорости роста теплопроводности и защитных свойств отложений, образующихся на поверхности труб во время эксплуатации.

16. Проведение эксплуатационной очистки пароводяного тракта котла блока СКД обязательно при достижении предельной температуры или загрязненности труб, расположенных в наиболее теплонапряженных участках с энтальпией среды 1900 - 2600 кило Джоуль/килограмм (далее - кДж/кг), в нижней радиационной части (далее

НРЧ).

17. На качество и количество отложений, образующихся в НРЧ, существенное влияние оказывает водный режим, проводимый на данном энергоблоке.

18. Для блоков СКД тепловых электростанций, предусмотрено применение следующих водных режимов, согласно Правилам технической эксплуатации электростанций и сетей, обеспечивающих необходимые качества пароводяной среды:

1) гидразинно-аммиачный (далее - ГАВР);

2) гидразинно-восстановительный (далее - ГВР);

3) нейтрально-кислородный (далее - НКВР);

4) комбинированный кислородно-аммиачный (далее - КАВР).

19. Предельная загрязненность определяется для обогреваемой стороны труб НРЧ в соответствии с опытом эксплуатации энергоблоков СКД на определенном водном режиме и устанавливается на основании нормативных расчетов, согласно Типовой инструкции по ведению водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления. Уточненные величины предельной загрязненности труб НРЧ не превышает предельной загрязненности обогреваемой стороны трубы нижней радиационной части котлов энергоблоков сверхкритического давления, согласно таблице 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

20. Наименьшая предельная загрязненность установлена для газомазутных котлов, работающих на ГАВР и ГВР, что обусловлено высокими тепловыми нагрузками и низкой теплопроводностью образующихся отложений.

В этих случаях наблюдаются высокая скорость роста отложений и неравномерность распределения их по периметру труб: большая часть отложений образуется на обогреваемой стороне. Отложения состоят из верхнего более рыхлого слоя, составлявшего до 60 - 70 % по массе, и нижнего - более плотного, не превышавшего 30 - 40 % по массе при ГАВР, 75 - 80 % при ГВР.

21. Наряду с оксидами железа в отложениях имеются медь, цинк и их окислы.

Для котлов, работающих на смешанном или пылеугольном топливе, при ГАВР и ГВР за счет меньших тепловых нагрузок допускаются большие значения предельной загрязненности обогреваемой стороны труб НРЧ.

22. При работе энергоблоков на КАВР или НКВР независимо от сжигаемого топлива значения предельной загрязненности труб НРЧ установлены на более высоком уровне, что обусловлено значительным изменением характера отложений и увеличением их теплопроводности. Благодаря замене труб теплообменников из сплавов меди на нержавеющие и проведению очистки перед переводом энергоблоков на НКВР и КАВР обеспечивается отсутствие в отложениях меди, цинка и их соединений. Образующиеся отложения более плотные, толщина рыхлого слоя отложений уменьшается до 15 - 20 % по массе, что приводит к уменьшению их теплового сопротивления. В связи с тем, что тепловое сопротивление отложений создается в основном рыхлым наружным слоем отложений, возникает необходимость в его количественном определении, ограничении его величины и загрязненности труб в целом.

23. Предельная загрязненность определяется для обогреваемой стороны труб НРЧ и в целом для трубы методом катодного травления согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям. Для котлов, работавших на НКВР, обязательно устанавливается количество рыхлого слоя, для чего образец трубы перед катодным травлением взвешивается до и после механического снятия этого слоя жесткой (чернильной) резинкой и по потере массы рассчитывается его величина.

24. Предельные значения загрязненности труб НРЧ для конкретного котла данной электростанции и места вырезки образцов уточняются на основании опыта эксплуатации и узаконены инструкцией по эксплуатации котла.

25. Наиболее часто возникает необходимость в эксплуатационной очистке пароводяного тракта котла до встроенной задвижки, в котором расположены наиболее теплонапряженные участки тракта.

26. Вопрос о необходимости очистки других участков питательного и пароводяного тракта энергоблока решается на основании оценки загрязненности этих участков и влияния образовавшихся в них отложений на эксплуатацию блока.

27. Для обеспечения качества очистки и полноты удаления взвеси из очищаемого оборудования определяют загрязненность всех поверхностей нагрева, включаемых в контур очистки.

28. В частности, при организации очистки пароводяного тракта котла до ВЗ имеют данные по загрязненности и составу отложений не только в экономайзере, средней радиационной части (далее

СРЧ), верхней радиационной части (далее

ВРЧ), так как по количеству и составу образовавшиеся в них отложения значительно отличаются от отложений в НРЧ.

29. Вопрос о включении в контур очистки подогревателей высокого давления (далее

ПВД) по водяной стороне решается на основании исследования состава и количества отложений на вырезанных трубах и змеевиках ПВД или по другим эксплуатационным показателям изменение температуры и давления (Dt, Dр). При отсутствии данных о загрязненности ПВД очистку целесообразно вести по байпасу ПВД.

30. При необходимости очистки ПВД по паровой стороне разрабатывается технология и схема очистки, предусматривающие выделение ПВД в отдельный контур, их последовательное подключение и технологию, обеспечивающую удаление взвеси из тупиковых участков. В настоящих Методических указаниях такая очистка не рассматривается ввиду единичности случаев ее проведения.

31. Необходимость в очистке пароперегревателей свежего пара и пара промперегрева возникает при образовании окалины на внутренней поверхности труб, которая растрескивается и выносится паром в турбину при неустойчивых (переменных) режимах работы блока.

32. Возможность проведения эксплуатационной химической очистки пароперегревательных поверхностей нагрева оценивается совместно котельным, химическим цехами и службой металлов электростанции с учетом анализа состояния металла труб под окалиной, оценки его механических свойств. С помощью специализированной организации по химической очистке устанавливается возможность удаления отложений и защиты металла от коррозии при их растворении. Для этого на образцах труб из различных участков пароперегревателей проводятся лабораторные испытания и составляется заключение о целесообразности проведения химической очистки.

33. Решение вопроса о проведении химической очистки пароперегревателей блоков СКД только на основании загрязненности труб недопустимо.

34. При определении целесообразности проведения химической очистки пароперегревательных поверхностей принимают во внимание зависимость степени растворения окалины и защиты металла от коррозии при ее растворении от величины и от плотности (структуры) окалины. При плотной окалине, имеющей единичные трещины, сколы и достигающей по количеству 800 - 1000 г/м², практически не удается добиться ее растворения за приемлемое время при воздействии даже сильных минеральных кислот. Кроме этого за счет малых анодных участков (металл в трещине, сколе) и больших катодных (окалина) сильно увеличивается скорость коррозии металла под окалиной, так как при этом сама окалина выступает твердофазным катодным деполяризатором. В этом случае химическая очистка пароперегревательных труб не проводится, проводится их замена.

35. При принятии решения о проведении химической очистки пароперегревательных поверхностей котла блока СКД обеспечивают скорость движения среды, достаточную для удаления взвеси и отслаивавшихся частиц окалины до тупиковых и недренируемых участков. Дополнительно проводят после химической очистки пароперегревательных труб паровые продувки собственным или сторонним паром.

36. Рекомендуемый для предпусковых очисток и пассивации метод парокислородной обработки (далее - ПКО) используют для очистки пароперегревательных поверхностей, в том числе поверхностей промежуточного пароперегревателя после их замены и в тех случаях, когда на образцах труб опытным путем установлена возможность удаления эксплуатационной окалины этим способом.

Глава 3. Выбор схемы и технологии эксплуатационной очистки

37. Выбор схемы и технологии эксплуатационной очистки котла определяется длительностью простоя блока, межпромывочного периода, загрязненностью поверхностей нагрева и имеющегося на электростанции оборудования для проведения очисток.

38. Общие требования, предъявляемые к технологии и схеме эксплуатационной очистки, заключаются в следующем:

1) обеспечение необходимой чистоты поверхностей нагрева;

2) снижение коррозионных потерь металла при воздействии моющего раствора до допустимых величин и защита металла от коррозии во время простоя котла после очистки до пуска;

3) обеспечение необходимых скоростей движения раствора и воды при водных отмывках для гарантированного удаления остатков промывочного раствора и взвешенных веществ из очищаемого тракта котла;

4) отсутствие коррозионных повреждений и сохранность эксплуатационных характеристик элементов штатного оборудования, используемых для очистки (насосы, подогреватели, трубопроводы и др.);

5) надежность отключения (отглушения) участков пароводяного тракта и оборудования энергоблока, не участвующего в химической очистке;

6) организация сброса, нейтрализация и обезвреживание отработанных промывочных растворов и загрязненных вод.

39. Для котлов, сжигающих мазут и смешанное топливо и работающих на ГАВР, предельная загрязненность труб в НРЧ достигается за непродолжительное время (4 - 7 тысяч часов) и возникает необходимость в проведении очисток отдельных поверхностей нагрева котла, в основном НРЧ, получивших название локальных очисток по проточно-сбросной схеме.

40. В отдельных случаях проведение локальных очисток по проточно-сбросной схеме требуется для пылеугольных котлов, работающих на ГАВР и для котлов, сжигающих мазут или смешанное топливо, при ГВР.

41. При использовании этого метода учитывают, что полной очистки пароводяного тракта до ВЗ можно достичь при загрязненности труб, не превышающей 100 - 150 г/м². При большей загрязненности отложения удаляются частично, что позволяет считать такую очистку профилактической, предназначенной для снижения температуры стенок труб в НРЧ.

42. Технология и схема очистки котлов по проточно-сбросной схеме рассмотрены в главе 8 настоящих Методических указаний.

43. При достижении предельной загрязненности труб НРЧ котлов блоков СКД за 8 - 10 тысяч часов и более и отсутствии необходимости очистки пароперегревательных поверхностей очистку проводят по циркуляционной схеме с использованием для прокачки моющих растворов и воды бустерных питательных насосов.

44. Этот метод очистки рекомендуется для блоков 250 - 500 Мега Ватт (далее

МВт) при загрязненности участков тракта, не превышающей 250 - 300 грамм/квадратный метр (далее - г/м²), и преимущественно железоокисном характере отложений.

45. При загрязненности поверхностей нагрева от 300 до 500 г/м² очистка этим методом допускается в том случае, когда специальными лабораторными исследованиями на образцах труб данного котла подобрана технология, обеспечивающая эффективность очистки.

46. Применение бустерных питательных насосов для прокачки моющих растворов допускается по согласованию с администрацией электростанции или с заводом - изготовителем этих насосов. При наличии на станции резервных БПН, предназначенных для проведения химических очисток, специального согласования не требуется.

47. Принципиальная схема очистки пароводяного тракта до встроенной задвижки с использованием бустерного питательного насоса приводится согласно рисунку 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям и предусматривает циркуляцию среды по контуру деаэратор - бустерный питательный насос (далее

БПН) - обвод питательных насосов - байпас ПВД - пароводяной тракт котла до встроенной задвижки (далее

ВЗ) - растопочный сепаратор 2 МПа (20 килограмм силы/квадратный сантиметр (далее - кгс/см²)) (далее - Р-20) - временный трубопровод - трубопровод основного конденсата - деаэратор.

48. Подготовка схемы и очистка этим методом занимает мало времени, в связи с чем она проводится в период кратковременных остановов блока (на 3 - 5 суток) или в текущий ремонт.

49. Включение в контур очистки ПВД по водяной стороне допускается при наличии в них отложений, аналогичных по количеству и составу отложениям в НРЧ и других участках тракта.

50. Для блоков 250 - 500 МВт при загрязненности труб, превышающей 500 г/м², и для блоков 800 и 1200 МВт при любой загрязненности эксплуатационную очистку пароводяного тракта до ВЗ проводят с помощью специальных насосов химической очистки (далее - HXО), которые создают необходимые скорости движения раствора и воды.

51. Циркуляция растворов при такой очистке проводится по тракту рисунок 2 приложения 3 настоящих Методических указаний, деаэратор - обвод питательных насосов - HXО - байпас ПВД - пароводяной тракт до ВЗ - расширитель Р-20 - временный трубопровод - деаэратор.

52. При установлении возможности проведения химической очистки пароперегревателя свежего пара она проводится по циркуляционной схеме с применением HXО для прокачки воды и моющих растворов в соответствии с пунктами 32, 33, 34 настоящих Методических указаний. Химическая очистка проводится по контуру принципиальной схемы очистки пароводяного тракта до ГПЗ с использованием НХО согласно рисунка 3 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, деаэратор - обвод питательных насосов - байпас ПВД - HXО - пароводяной тракт котла до главной паровой задвижки (далее

ГПЗ) - временный трубопровод - деаэратор.

53. Использование БПН для очистки пароводяного тракта котла до ГПЗ допускается только в тех случаях, когда соблюдается следующие условия:

1) На поверхности пароперегревательных труб отсутствует окалина и отложения практически не отличаются по составу и количеству от отложений в других поверхностях нагрева;

2) Гарантируется полнота удаления взвеси из недренируемых и тупиковых участков тракта и пароперегревателя;

3) Лабораторными исследованиями подтверждена возможность качественной очистки всех поверхностей нагрева по рекомендуемой технологии.

54. Химическая очистка промежуточного пароперегревателя выделяется в отдельный контур и проводится в соответствии с пунктами 32, 33, 34 настоящих Методических указаний. Очистка проводится HXО по принципиальной схеме очистки промежуточного пароперегревателя энергоблока СКД согласно рисунка 4 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, деаэратор - HXО - промежуточный пароперегреватель, нитки которого включаются последовательно - временный трубопровод - деаэратор.

55. Моющий раствор и технологический режим циркуляционных очисток выбирается в зависимости от загрязненности очищаемых поверхностей нагрева и характера образовавшихся отложений (окалины). Во всех случаях используют растворы композиций трилона Б или аммонийной соли этилендиаминтетрауксусная кислота (далее

ЭДТК) с органическими, минеральными кислотами или смеси гидрофторида аммония с серкой кислотой, условия применения которых рассмотрены в главе 5 настоящих Методических указаний.

56. При использовании для прокачки БПН и при наличии в пароводяном тракте котлов аустенитных участков не допускается применение соляной ингибированной кислоты, так как возможны коррозионные повреждения БПН и трудно гарантировать полноту удаления хлора из тупиковых и недренируемых участков котла.

57. Технологический режим очистки кроме кислотных обработок включает интенсивные водные отмывки, нейтрализацию или пассивацию.

58. При простое энергоблока после химической очистки продолжительностью менее 1 - 2 суток пассивация очищенных поверхностей нагрева не проводится и очистка заканчивается нейтрализацией - обработкой поверхностей нагрева 0,3 - 0,5 %-ным раствором аммиака при температуре раствора 60 - 80 градус Цельсия (далее -

С) в течение 4 - 6 часов с последующим дренированием раствора.

59. При длительности простоя блока после очистки более 2 суток проводят пассивацию одним из следующих методов:

1) гидразинно-аммиачная пассивация. Проводится при концентрации гидразин-гидрата 400 - 500 миллиграмм/килограмм (далее - мг/кг), водородный показатель (далее

рН) раствора 10,0 - 10,5, получаемой за счет добавления аммиака, при температуре раствора 120 - 140

С и циркуляции раствора по контуру в течение 8 - 10 часов;

2) пассивация растворами типа М-1 или типа МСДА-1. Проводится при концентрации одного из этих соединений 0,3 - 0,5 %, температуре 40 - 60

С и циркуляции раствора по контуру в течение 3 - 4 часов;

3) горячая водокислородная обработка (далее - ГВКО). Проводится согласно рекомендациям, приведенным в главе 7 настоящих Методических указаний, или парокислородная очистка.

60. Метод после промывочной пассивации соответствует осуществляемому на блоке водному режиму. Для блоков, работающих на ГАВР или ГВР, проводят гидразинно-аммиачную пассивацию. Для блоков, работающих или переводимых после очистки на НКВР и КАВР, послепромывочную пассивацию проводят растворами контактных ингибиторов типа M-1 или типа МСДА или выполняют ГВКО или парокислородная очистка, описание которых приведено в главе 7 настоящих Методических указаний.

61. При простое оборудования после очистки во всех случаях целесообразно применение метода вакуумной сушки поверхностей нагрева котла с помощью передвижной вентиляторной установки с устройством для осушки воздуха силикагелем и электроподогревателем. Установка подключается через гибкие рукава большого диаметра к соответствующим патрубкам или коллекторам. Этой же установкой пользуются в сочетании с основными эжекторами турбины для проведения вакуумной сушки.

Глава 4. Характеристика моющих растворов и технологий эксплуатационных очисток энергоблоков СКД циркуляционными методами

62. В настоящих Методических указаниях к циркуляционным методам очисток отнесены все виды очисток, предусматривающие организацию циркуляции моющих растворов по замкнутому контуру с использованием насосов (БПН или НХО).

63. Для эксплуатационных очисток блоков СКД применяются следующие моющие растворы:

1) раствор композиции трилона Б или двухзамещенной аммонийной соли ЭДТК с лимонной кислотой;

2) раствор композиции трилона Б или двухзамещенной аммонийной соли ЭДТК с заменителями лимонной кислоты, например, серной, фталевой, адипиновой кислотами;

3) раствор смеси серной кислоты с бифторидом аммония.

64. Наиболее эффективна очистка раствором композиции трилона Б (или двух замещенной аммонийной соли ЭДТК) с лимонной кислотой, так как этот раствор обладает высокой эффективностью растворения оксидов железа, в том числе, наиболее труднорастворимого из них гематита; характеризуется образованием хорошо растворимых комплексов с ионами железа двухвалентного (далее - Fe(II)) и железа трехвалентного (далее - Fe(III)), высокой "железоемкостью" при минимальном количестве взвешенных веществ в растворе (не более 3 - 5 %). Использование эффективных смесей ингибиторов позволяет ставить коррозионные потери котельных сталей до минимума при температурах до 100 - 180

C. Раствор коррозионно безопасен по отношению к аустенитным сталям.

65. Недостатками применения данного раствора являются высокая стоимость реагентов, сложность нейтрализации отработанных растворов и недостаточная эффективность действия при применяемых концентрациях компонентов для удаления плотных железоокисных отложений или окалины при загрязненности 400 - 600 г/м² и выше.

66. Условия проведения химической очистки раствором композиции трилона Б с лимонной кислотой заключаются в следующем. Концентрация основных компонентов трилона Б и лимонной кислоты выбирается в зависимости от исходной загрязненности поверхности и может колебаться от 0,5 до 2,0 % для каждого компонента. Количество кислотных стадий очистки зависит от исходной загрязненности труб. При загрязненности до 100 - 150 г/м² рекомендуется проведение одной кислотной стадии, при загрязненности более 150 - 200 г/м² очистку проводят в 2 стадии.

67. Оптимальным для растворения железоокисных отложений является соотношение компонентов в композиции 1:1. На связывание 1 килограмма оксидов железа расходуется 2,5 - 3,0 килограмма суммарно трилона Б и лимонной кислоты, оптимальное для удаления оксидов железа значение рН раствора 3,0 - 3,5.

68.Температура раствора в пределах 90 - 130

С, в качестве ингибиторов применяется смеси ингибиторов: 0,1 % вспомогательного вещества ОП-7 (ОП-10) (далее

ОП-7) с 0,02 % каптакса или 0,1 % ингибитор коррозии металла КИ-1(далее

КИ-1) с 0,02 % каптакса. Каптакс в смесях ингибиторов заменяется на 0,3 % тиомочевины или 0,05 % тиурама. Использование одного из компонентов смеси ингибиторов не обеспечивает эффективной защиты стали при температурах выше 90

С. Применение смеси ингибиторов снижает скорость коррозии котельных сталей (сталь 20, 12X1МФ) до 2 - 5 грамм/квадратный метр

час (далее - г/м²

ч). Длительность кислотных стадий определяется стабилизацией концентрации железа в промывочном растворе и составляет в среднем 4 - 6 часов.

69. Технологический режим эксплуатационной очистки раствором композиции трилона Б с лимонной кислотой состоит из следующих операций:

1) водная отмывка обессоленной водой;

2) обработка раствором композиции трилона Б или двухзамещенной аммонийной соли ЭДТК с лимонной кислотой с концентрацией компонентов от 0,5 до 2,0 % и ингибиторами при температуре 100 - 120

С в течение 4 - 6 часов;

3) вытеснение промывочного раствора обессоленной водой на сброс с добавлением через 30 - 40 минут после начала вытеснения аммиака до рН = 9,0 - 9,5 и последующая отмывка до осветления. При необходимости проведения двух кислотных стадий вытеснение обессоленной водой проводится без добавления аммиака до осветления и рН = 6,0 - 7,0. Затем проводится повторная кислотная обработка аналогично подпункта 2) пункта 69 настоящих Методических указаний, с концентрацией основных компонентов по 0,5 - 1,0 %. После этой стадии отмывка проводится обессоленной водой с добавками аммиака на сброс до осветления промывочного раствора аналогично подпункта 3) пункта 69 настоящих Методических указаний;

4) обработка 0,3 - 0,5 % раствором аммиака при рН = 9,0 - 9,5 и температуре 60 - 80

С в течение 4 - 6 часов или пассивация в соответствии с пунктами 57, 58, 59 настоящих Методических указаний.

70. Достаточно высокую эффективность удаления эксплуатационных отложений из котлов блоков СКД обеспечивают композиции тритона Б с заменителями лимонной кислоты: серной кислотой, фталевым ангидридом, адипиновой кислотой.

71. Для получения оптимального значения рН раствора комплексона, равного 3,0 - 3,5, к раствору трилона Б или аммонийной соли ЭДТК добавляются концентрированные растворы серной, адипиновой, фталевой кислот. По сравнению с композицией с лимонной кислотой эти композиции характеризуются меньшей степенью растворения оксидов железа (Fe₂O₃ и Fe₃O₄), за счет чего в них образуется больше взвешенных веществ (до 8 - 10 %). Для снижения коррозионных потерь котельных сталей до допустимых значений (2 - 5 г/м²

ч) в них вводят смеси ингибиторов, указанные в пунктах 66, 67, 68 настоящих Методических указаний. Принимают во внимание, что при снижении значение рН растворов ниже 2,5 наблюдается резкое снижение защитного действия ингибиторов и увеличение содержания взвешенных веществ в растворе. В связи с этим не допускается передозирования концентрированных растворов кислот в контур и понижения рН раствора ниже 2,5.

72. Выбор концентрации реагентов в композициях трилона Б с серной или фталевой кислотой производится аналогично с композицией трилона В с лимонной кислотой. Практически установлено, что необходимо на 1 килограмма тритона В добавляют 1,2 килограмма серной кислоты или 1,5 килограмма фталевой (адипиновой) кислоты в пересчете на 100 %-ную концентрацию реагентов в технических продуктах. Температура раствора композиций равна 90 - 120

C, причем недопустимо ее снижение в процессе очистки, так как при этом резко уменьшается растворимость реагентов (фталевой кислоты, ЭДТК) и они выпадают в осадок. По этой же причине недопустимо и прекращение циркуляции растворов. Длительность кислотных стадий при очистке композициями трилона Б с заменителями лимонной кислоты в среднем составляет 4 - 8 часов и определяется стабилизацией концентрации железа в промывочном растворе.

73. Установлено, что на связывание 1 килограмм железа расходуется также 2,5 - 3,0 килограмма суммарно компонентов композиции трилона Б с заменителями лимонной кислоты. Для этих композиций снижение рН раствора при передозировке кислоты опасно также из-за низкой растворимости и возможности выпадения осадка ЭДТК в растворе при рН раствора не больше 2,0 - 2,5.

74. Технологический режим эксплуатационной очистки растворами композиции трилона Б с заменителями лимонной кислоты заключается в следующем:

1) водная отмывка обессоленной водой;

2) обработка ингибированным раствором композиции трилона Б 0,5 - 2,0 %-ной концентрации с серной, фталевой, адипиновой кислотами (рН = 3,0 - 3,5) при температуре 90 - 120

С в течение 4 - 8 часов. В процессе очистки периодически добавляется серная кислота для поддержания рН на уровне 3,0 - 3,5;

3) вытеснение промывочного раствора обессоленной водой на сброс с добавлением через 30 - 40 минут после начала вытеснения аммиака до рН = 9,0 - 9,5 и последующая водная отмывка до осветления. При необходимости проведения второй кислотной обработки вытеснение обессоленной водой проводится без добавления аммиака до нейтральной реакции и осветления, затем выполняется вторая кислотная обработка аналогично подпункта 2) пункта 74 настоящих Методических указаний, но обычно с пониженной концентрацией комплексонов (0,5 - 1,0 %);

4) обработка 0,3 - 0,5 %-ным раствором аммиака при рН = 9,0 - 9,5 при температуре 60 - 80

C в течение 4 - 6 часов или пассивация в соответствии с пунктами 57, 58, 59 настоящих Методических указаний.

75. Эффективным моющим средством для эксплуатационной очистки котлов блоков СКД является раствор смеси гидрофторида аммония с серной кислотой с суммарной концентрацией компонентов 2 - 4 % при их отношении по кассе 1:1. При этом рН раствора составляет 2,8 - 3,0 и является оптимальной по условиям комплексования ионов железа двухвалентного Fe (II) и трехвалентного Fe (III) с фтор-ионом.

76. Этот раствор характеризуется высокой скоростью растворения оксидов железа и достаточно высокой буферной емкостью. При загрязненности труб до 100 - 150 г/м² рекомендуется использовать концентрации гидрофторида аммония и серной кислоты по 1 %, при загрязненности до 200 - 300 г/м² - по 1,5 %, при загрязненности до 400 - 600 г/м² - по 2,0 %. В связи с высокой растворимостью образующихся при растворении оксидов железа фторидов Fe (II) и Fe (III) в растворе не образуется много взвешенных веществ (обычно не более 8 - 10 %). Однако при применении этой смеси не допускается увеличения рН в процессе очистки выше 4, 5, так как в этом случае создаются условия выпадения из раствора гидрооксида Fe (III).

77. Вследствие этого по мере растворения железоокисных отложений и увеличения рН сверх 4,0 - 4,5 добавляют в раствор серную кислоту до снижения рН до 3,0 - 3,5. Для этого раствора также недопустима передозировка серной кислоты до рН раствора ниже 2,5, так как это вызывает увеличение скорости коррозии металла и количества взвеси в растворе за счет подтрава отложений.

78. Из стехиометрических соотношений и практики проведения очисток установлено, что на 1 килограмм оксидов железа, в пересчете на Fe₂O₃, затрачивается около 2 килограммов гидрофторида аммония и 2 килограмма серной кислоты. В растворе 1 %-ного гидрофторида аммония с 1 %-ной серной кислотой при очистке набирается до 8 - 10 грамм/литр (далее - г/л) растворенного железа в пересчете на оксид железа Fe₂O₃.

79. Температура раствора при проведении очистки в пределах 20 - 60

С. При малой загрязненности до 150 - 200 г/м² не подогревается раствор, при загрязненности выше 200 г/м² повышают температуру до 40 - 60

С. Раствор смеси гидрофторида аммония с серной кислотой долей применяется с ингибиторами, в качестве которых используются следующие смеси: 0,1 % ОП-7 (ОП-10) с 0,02 % каптакса; 0,1 % КИ-1 с 0,02 % каптакса; 0,1 % КИ-1 с 0,3 % тиомочевины; 0,1 % КИ-1 с 0,05 % тиурама. Скорость коррозии котельных сталей при использовании смесей ингибиторов снижается до 3 - 8 г/м²

ч. Длительность обработки зависит от стабилизации концентрации железа в промывочном растворе и составляет в среднем 4 - 6 часов.

80. Технология очистки состоит из следующих операций:

1) водная отмывка обессоленной водой;

2) обработка 1 - 2 %-ним раствором серной кислоты с 1 - 2 % гидрофторида аммония с ингибиторами при температуре 20 - 60

С в течение 4 - 6 часов.

При повышении рН сверх 4,0 - 4,4 на кислотной стадии производится периодическая дозировка серной кислоты до рН 3,0

3,5. При повышенной загрязненности труб (более 300 - 400 г/м²) проводят очистку с 2 кислотными стадиями при концентрации каждого из компонентов по 1,0 - 2,0 %;

3) вытеснение отработанного раствора обессоленной водой до паяного осветления с добавлением через 30 - 40 минут аммиака до рН = 9,0

9,5;

4) обработка 0,3 - 0,5 % раствором аммиака при температуре 60 - 80

C в течение 4 - 6 часов или пассивация в соответствии с пунктами 57, 58, 59 настоящих Методических указаний.

81. При наличии меди в отложениях (в количестве не меньше 5 - 7 %) предусматривают после проведения кислотных стадий и водной отмывки обработку 1,0 %-ным раствором аммиака с окислителем (0,5 % персульфата натрия, калия, кислорода, воздуха, 0,3 - 0,5 % перекиси водорода) при температуре 40 - 50

С в течение 3 - 4 часов, а затем водная отмывка и пассивация.

Глава 5. Основные требования к оборудованию циркуляционных схем эксплуатационных очисток котлов блоков СКД

82. Для обеспечения эффективной очистки котлов энергоблоков СКД необходимо на стадии проектирования котлов заводом-изготовителем предусматривают следующее:

1) поверхности нагрева котла и их элементы выполняются максимально дренируемыми, приспособленными для быстрого и надежного освобождения тракта котла от растворов и последующей просушки потоком сухого воздуха;

2) компоновка конструкции котла в зонах присоединения временных элементов схемы очистки не препятствуют свободному монтажу и демонтажу последних.

83. В проектах новых и при расширении действующих электростанций предусматривается общестанционная установка для проведения предпусковых и эксплуатационных очисток котлов энергоблоков и всего оборудования с учетом очистки наибольших по мощности энергоблоков.

84. Схемы циркуляционных эксплуатационных очисток базируются, в основном, на элементах схемы предпусковой химической очистки или предусматривается максимально возможное использование штатного оборудования блока.

85. Общестанционные устройства, предназначенные для проведения химической очистки котлов энергоблоков СКД, включают:

1) насосы для прокачки растворов и воды;

2) трубопроводы их обвязки;

3) всасывающий, напорный и сбросной трубопроводы;

4) емкости и насосы для хранения, приготовления и подачи в контур растворов реагентов;

5) емкости и насосы для накопления и подачи обессоленной воды;

6) устройство для подачи пара;

7) узел для нейтрализации и обезвреживания промывочных растворов.

86. Циркуляционные схемы очисток обеспечивают выполнение заданных технологическим режимом параметров:

1) температуры;

2) концентрации реагентов;

3) соблюдение последовательности операций;

4) скорости движения раствора и воды.

87. Одним из основных условий, которое выполняется при организации очистки по циркуляционной схеме, является создание необходимых скоростей движения растворов.

88. При циркуляционной очистке котла с использованием НХО скорость движения раствора кислот и композиций не менее 1 метр/секунда (далее - м/с) в недренируемых и 0,6 м/с - в дренируемых участках, при вытеснении моющих растворов и водных отмывках - не менее 2 м/с в недренируемых и 1,0 - 1,5 м/с - в дренируемых.

89. Этим требованиям для блоков 250 - 1200 МВт соответствуют насосы типа MCK-1500-575 (1500кубический метр/час (далее - м³/ч); 575 метр водного столба (далее - м. вод. ст); 160

C; Н_вс = 16 м. вод. ст) и типа МСК-1000-350 (1000 м³/ч; 350 м. вод. ст; 120

С; Н_вс = 16 м. вод. ст).

90. Количество устанавливаемых насосов определяется на основании гидродинамического расчета с учетом требуемых скоростей движения среды и сопротивления контура очистки. Один насос устанавливается дополнительно в качестве резервного.

91. Для предупреждения попадания в уплотнения проточной части насосов типа МСК механических загрязнений на всасывающем трубопроводе насоса устанавливают фильтры с размером ячейки 0,8 - 1,0 миллиметра.

92. В контур очистки включается деаэратор, аккумуляторный бак которого используется в контуре очистки как смешивающий подогреватель и промежуточная емкость. Растворы после прохождения тракта котла направляются в аккумуляторный бак по трубопроводу, который врезается в люк или уравнительную линию по пару, при этом предотвращается загрязнение деаэрационной колонки.

93. Для предотвращения повторного попадания грубых загрязнений в циркуляционный контур штуцеры всасывавших трубопроводов питательных насосов наращиваются внутри деаэратора на 300 - 400 миллиметров и обтягиваются металлической сеткой с размерами ячейки 5х5 миллиметров. Подогрев растворов осуществляется в деаэраторе. Подача пара с давлением 1,3 МПа (13 кгс/см²) производится от паропровода собственных нужд в деаэраторный бак по специально монтируемому перфорированному коллектору. При включении в контур очистки ПВД по водяной стороне дополнительный нагрев раствора и воды проводится в одном из ПВД. При очистке котла энергоблока, работающего по бездеаэрационной схеме или при необходимости исключения деаэратора и ПВД из контура очистки, предусматривают установку специального бака в качестве промежуточной емкости, объемом равным 1/3 объема контура очистки, и подогрев раствора и воды осуществляют в нем путем подачи пара при давлении 1,3 МПа (13 кгс/см²).

94. При использовании схемы очистки с насосами типа МСК-1000-375, типа МСК-1500-575 бак устанавливают на отметке выше 16 метров.

95. В тех случаях, когда по согласованию с руководством электростанции или заводами-изготовителями при очистке блоков СКД до ВЗ для прокачки рекомендуемых растворов используются БПН (например, 12ПД-8, ПД550-160-650 м³/ч, 158 м. вод. ст.), в работе обычно находится один насос. В этих случаях скорость движения растворов определяется характеристикой БПН и сопротивлением тракта котла. Для примера в приложении 4 к настоящим Методическим указаниям, приведены результаты расчета скоростей потока при очистке котлов блоков СКД в зависимости от расхода и сечения труб данной поверхности некоторых котлов. Недостаточные скорости движения раствора и воды могут частично компенсироваться пониточной отмывкой поверхностей нагрева и подключением на стадии водных отмывок очищении поверхностей нагрева перед пуском котла в работу питательных электронасосов (далее - ПЭН).

Для этого выполняется блокировка по отключению ПЭН при повышении давления в Р-20 до 2 МПа (20 кгс/см²) и обеспечивается необходимая пропускная способность задвижек в них. Это позволяет проводить водные отмывки по отдельным ниткам со скоростями, превышающими скорости движения среды при рабочих параметрах.

96. При очистке до ВЗ с помощью БПН резко сокращается число временных трубопроводов, и очистка проводится практически по рабочей схеме. Из общестанционной установки по очистке используются - реагентный узел, линия подачи реагентов в контур счистки, сбросная линия и узел нейтрализации. Дополнительно монтируется обвод питательного электронасоса (далее

ПЭН) и временный трубопровод диаметром 250 миллиметров до линии подачи основного конденсата в деаэратор. Дополнительно монтируется линия подачи реагентов на сторону всасывания БПН и в деаэратор, линия подачи пара от коллектора собственных нужд через перфорированный распределитель в деаэратор.

97. При очистках до ВЗ промежуточные сбросы не организуются, за исключением случаев, когда в отдельный контур очистки выделяют по водяной стороне. При очистке до ГПЗ первый сброс организуется после ВЗ, второй - из ГПЗ. Элементы тракта котла и тепловой схемы, не включаемые в контур очистки, отглушаются от него заглушками или надежно отключаются арматурой.

98. При химической очистке тракта до ВЗ пароперегревательные поверхности защищаются от попадания промывочных растворов следующим образом:

1) перекрываются задвижки, сброс раствора из котла производится непосредственно перед встроенными задвижками через растопочный узел по временному трубопроводу;

2) плотно закрываются вручную шиберные клапаны Д-3, пароперегревательный тракт заполняется обессоленной водой с созданием в нем противодавления (с помощью насосов, или путем соединения его с линией впрыска от работающего котла).

99. Реагентное хозяйство предназначено для приема, хранения, приготовления и дозировки концентрированных химических растворов и включает в себя емкости, насосы для растворения и подачи этих растворов в контур очистки и трубопроводы их обвязки.

100. Согласно принципиальной схеме реагентного узла для циркуляционных очисток энергоблоков СКД, приведенной на рисунке 5 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, приведен типовой реагентный узел для проведения эксплуатационной очистки энергоблоков 250 - 800 МВт, объемы баков определяются количеством стадий и степенью растворения реагентов, используемых для очистки. Обычно устанавливают три бака для хранения и растворения реагентов. Баки имеют объемы для очисток блоков 250 - 500 МВт - 50 кубический метр (далее - м³), для очисток блоков 800 - 1200 МВт - 75 - 100 м³.

101. Реагенты, поступающие в твердом (кристаллическом) виде, растворяют в специальных баках-мешалках объемом 10 - 15 м³ с коническим днищем и крышкой. В крышке имеется люк, в который вставлено объемное сито с глухим днищем, представляющее собой цилиндрическую сетку высотой 1000 - 1500 миллиметров и размером ячейки 3 - 5 миллиметра. На баке-мешалке устанавливаются водомерное стекло, термогильза и пробоотборник. К баку-мешалке подводятся линии обессоленной воды и греющего пара. Пар подается через змеевик, расположенный в основании цилиндрической части бака-мешалки. Вместимость бака-мешалки не менее 5 - 10 м³.

102. Подача раствора реагентов в контур очистки осуществляется насосами в кислотостойком исполнении с подачей 60 - 90 м³/ч и напором не менее 50 м. вод. ст. Дозировка аммиачной воды в контур очистки осуществляется из бака хранения насосами с подачей 2 - 6 м³/ч и напором 50 - 80 м. вод. ст.

103. Баки, предназначенные для хранения крепких растворов реагентов, имеющих малую растворимость (фталевый ангидрид, ЭДТК), оборудуются наружным змеевиком для организации парового подогрева.

104. Для растворения в баке-мешалке реагентов, поступающих в твердом и пастообразном виде, и перекачки их в баки приготовления реагентов используются кислотостойкие насосы с подачей не менее 45 м³/ч и напором не менее 30 м. вод. ст.

105. С целью уменьшения количества установленных баков допускается последовательное приготовление различных реагентов в одном и том же баке после тщательной отмывки его от приготовленного ранее раствора.

106. Серная кислота подается во всасывающий трубопровод НХО по отдельному трубопроводу со штуцером, введенным внутрь трубопровода и загнутым вдоль осевой линии в направлении движения потока или в деаэратор. Подача серной кислоты во всасывающий трубопровод бустерных питательных насосов не допускается. При очистке с помощью БПН серную кислоту подают в деаэратор или перед ним.

107. Оборудование для подачи серной кислоты в контур очистки включают бак-мерник вместимостью 3 - 5 м³ и насосы-дозаторы с подачей 1 - 3 м³/ч (в зависимости от расхода кислоты). Кислота поступает в бак-мерник из хранилища системы водоприготовления. Данное оборудование располагается вблизи НХО, используют систему регенерации блочной обессоливающей установки (далее - БОУ).

108. Подача гидразина, серной кислоты, аммиака в баки реагентного хозяйства или в контур очистки осуществляется из химического цеха по соответствующим трубопроводам.

109. Для приготовления смесей ингибиторов, например, каптакса (тиурама) с ОП-7 (катапином), предусматривают установку специального бака-мешалки небольшой вместимости (2 - 3 м³), оборудованного, как и бак-мешалка для растворения твердых реагентов.

Глава 6. Характеристика технологических операций при циркуляционных методах очистки. Объем контроля за процессом очистки.

110. Технологические режимы эксплуатационных очисток пароводяного тракта котла циркуляционными методами включают в себя следующие операции: предварительную водную отмывку, одну или две кислотные обработки, водные отмывки после кислотных стадий, нейтрализацию или пассивацию.

111. Предварительная водная отмывка предназначена для удаления слабо сцепленных с поверхностью рыхлых отложений и позволяет одновременно провести подготовку и опробование схемы очистки, удаляют из сложного пароводяного тракта котла воздушные пробки.

112. Водная отмывка включает в себя отмывки по отдельным ниткам котла с максимальными скоростями на сброс и горячую водную отмывку по замкнутому контуру. Все операции проводят обессоленной водой, запас которой перед началом очистки энергоблоков 250 - 500 МВт равен 2,5 - 3,0 тысяч м³, для энергоблоков 800 - 1200 МВт - 4,0 - 5,0 тысяч м³.

113. Последовательность проведения предварительной водной отмывки заключается в следующем:

1) заполнение контура водой при открытых воздушниках;

2) опрессовка схемы на полное давление промывочными насосами;

3) прокачивание воды по отдельным ниткам и корпусам с периодическим изменением расхода воды для удаления воздушных пробок, а затем отмывка по каждой нитке обессоленной водой в течение 25 - 30 минут на сброс;

4) замыкание контура и нагрев обессоленной воды до заданной технологическим режимом температуры.

При проведении этой операции выполняют прощупывание змеевиков или при наличии тепловизора определяют прибором заполнение при прокачке по всем трубам горячей обессоленной воды. Горячая водная отмывка проводится в течение 2 - 3 часов;

5) Контроль за проведением предварительной водной отмывки проводится визуально по взвешенным веществам (осветленности) по штатным и временным приборам - за температурой, расходом. Проводятся наблюдения за уровнем в деаэраторе и БЗК. О степени отмывки судят по пробам, отбираемым из штатных и временных пробоотборников по тракту котла и на сбросе. В конце водной отмывки определяют жесткость и концентрацию железа. Замену загрязненной воды свежими порциями проводят только в случае концентрации железа (С_ж) более 500 микрограмм эквивалент/килограмм (далее - мкг-экв/кг) и наличии взвешенных веществ (железа) в воде более 100 мг/кг.

114. Основным назначением кислотной стадии очистки является растворение оксидов железа, составляющих основу эксплуатационных отложений, и удаление их в растворенном и частично во взвешенном состоянии из очищаемого тракта котла. Независимо от выбранной технологии кислотная стадия проводится растворами, приготовленными на обессоленной воде, при циркуляции раствора по замкнутому контуру.

При проведении кислотной стадии выдерживаются технологические параметры:

1) концентрация составляющих;

2) рН раствора, температура;

3) скорости движения;

4) порядок ввода реагентов;

5) продолжительность очистки.

115. Кислотная стадия очистки начинается с закачивания в контур очистки, заполненный обессоленной водой, нагретой до заданной температуры, предварительно приготовленного в баке раствора смеси ингибиторов. После подачи в контур расчетного количества раствора ингибиторов в течение 30 - 40 минут проводится перемешивание его в контуре.

116. Затем в контур очистки подаются концентрированные растворы основных моющих реагентов.

117. Последовательность подачи растворов реагентов в контур предусматривает подачу сначала менее кислотного реагента.

Например, при очистке композициями трилона Б с кислотами - подачу трилона Б или аммонийной соли ЭДТК, при очистке смесью серной кислоты с гидрофторидом аммония - последнего из них. Одновременная подача в контур обоих компонентов раствора допускается для композиции трилона Б с фталевой, адипиновой кислотами, для серной кислоты с гидрофторидом аммония при низких температурах промывочного раствора (менее 30

С).

118. Дозировка серной кислоты проводится после подачи и перемешивания растворов трилона Б или гидрофторида аммония в контуре очистки, что позволяет избежать перекисления раствора до рН 2,5 - 2,8.

119. Подача ингибиторов и моющих реагентов в контур проводится с расходами, обеспечивающими получение заданных концентраций за один оборот раствора по контуру.

120. Длительность кислотной стадии зависит от скорости растворения железоокисных отложений. Об окончании процесса растворения отложений на этой стадии судят по стабилизации концентрации растворенного (или общего) железа в растворе. Стабилизация характеризуется приростом концентрации железа в растворе, не превышающем 0,2 - 0,3 г/л в течение 1,5 - 2,0 часов.

121. При проведении кислотной стадии контролируются:

1) температура;

2) расход раствора по штатным и временным расходомерам;

3) давление на стороне нагнетания насоса.

122. Химический контроль за процессом очистки осуществляется в следующем объеме:

1) кислотность или рН раствора, концентрация железа - 1 раз в 20 - 30 минут;

2) концентрация ЭДТК, трилона Б или гидрофторида аммония - 1 раз в 1,5 - 2,0 часа в начале процесса;

3) взвешенные вещества - 1 раз перед вытеснением кислотного раствора при необходимости.

123. При наличии меди в отложениях дополнительно определяется концентрация меди - 1 раз в 1,5 - 2,0 часа и обязательно в пробе перед вытеснением или сбросом раствора.

124. В баках приготовления концентрированных растворов определяется исходная концентрация реагента для расчета количества дозируемых в контур реагентов.

125. Вытеснение промывочного раствора и водная отмывка после кислотной стадии проводятся обессоленной водой. Обеспечивается полнота удаления остатков кислотных растворов и взвеси из очищаемого оборудования и подготовка очищенных поверхностей к последующей нейтрализации или пассивации. К началу этих операций в БЗК накапливается достаточное количество обессоленной воды (не менее 2,0 - 3,0 тысяч м³ для блоков 250 - 500 МВт и 4,0 - 5,0 тысяч м³ - для блоков 800 - 1200 МВт).

126. Вытеснение промывочного раствора и водная отмывка проводятся сначала по всему потоку котла одновременно с максимально возможными расходами воды. Порядок проведения отмывки зависит от того, будет ли после нее проводиться вторая кислотная стадия.

127. При проведении второй кислотной стадии после вытеснения промывочного раствора обессоленной водой на сброс в котлован-нейтрализатор проводятся кратковременные водные отмывки тракта по всему потоку и по отдельным ниткам с максимальными скоростями до получения на сбросе воды рН = 6,0 - 7,0 и ее осветления.

Затем в последовательности, аналогичной пунктам 114 - 124 настоящих Методических указаний, проводится повторная кислотная обработка.

128. После последней или единственной кислотной стадии очистки по окончании вытеснения промывочного раствора выполняется отмывка котла обессоленной водой по всему потоку с максимальными скоростями в течение 30 - 40 минут, а затем в воду дозируют аммиак до получения на сбросе рН = 9,0 - 9,5. Далее переходят к отмывке поверхностей нагрева по отдельным ниткам с максимальными расходами и скоростями движения, соответствующими пунктам 86, 87, 88 настоящих Методических указаний.

129. Водные отмывки обессоленной водой с аммиаком на сброс проводятся в течение 0,5 - 1,0 часа по каждой нитке до получения концентрации железа в воде на сбросе не более 10 мг/кг.

130. По окончании отмывок на сброс контур замыкается и проводится водная отмывка нагретой обессоленной водой в течение 2 - 3 часа. Температура, до которой нагревается обессоленная вода на этой стадии, зависит от проводимой далее нейтрализации или пассивации, но не ниже 50 - 60 %.

131. При проведении очисток с использованием БПН водные отмывки после последней кислотной стадии проводят с максимально возможными расходами по отдельным ниткам, используя ПЭН. При отсутствии возможности использования ПЭН для проведения водных отмывок при очистке эту операцию предусматривают перед пуском котла.

132. Контроль, за проведением водных отмывок после кислотной стадии проводится в следующем объеме:

1) расход и давление на насосах - по штатным и временным датчикам;

2) взвешенные вещества - визуально 1 раз в 10 - 15 минут на сбросе;

3) концентрация железа после осветления воды - в конце водных отмывок по отдельным ниткам и при циркуляции по замкнутому контуру 1 раз в 30 и 60 минут соответственно.

133. На стадии водной отмывки при циркуляции по замкнутому контуру контролируются осветленность (визуально), рН раствора и концентрация растворенного железа. При повышении концентрации железа в растворе выше 50 мг/кг проводятся повторные водные отмывки в соответствии с пунктами 128, 129 настоящих Методических указаний.

134. По окончании водных отмывок выполняется нейтрализация или пассивация очищенных поверхностей нагрева.

135. Нейтрализация выполняется разбавленным 0,3 - 0,5 %-ным раствором аммиака при температуре 60 - 80

С в течение 4 - 6 часов при циркуляции раствора по замкнутому контуру. Назначение этой операции заключается в нейтрализации остатков кислых растворов на поверхности труб и тупиковых участках и в защите металла от коррозии во влажной атмосфере при непродолжительном простое блока. По окончании нейтрализации раствор аммиака дренируется, а пароперегревательные поверхности промывает обессоленной водой и высушивает горячим воздухом согласно, пункта 61 настоящих Методических указаний.

136. При проведении пассивации после окончания водной отмывки контур также замыкается, вода нагревается до заданной режимом пассивации температуры. В воде контролируется концентрация железа и если она превышает 10 мг/кг, вода обновляется и снова проводится ее нагрев.

В нагретую воду, циркулирующую по замкнутому контуру, вводят концентрированные пассивирующие растворы и аммиак в количестве, необходимом для получения заданных режимом пассивации концентраций реагентов и значения рН.

137. Контроль за процессом пассивации осуществляется по следующим показателям:

1) температура, расход среды и давление на насосах - по штатным и временным приборам;

2) концентрация основного пассиватора и рН раствора (при добавлении к пассивирующему раствору аммиака) - один раз в час. При необходимости (появление цветности, взвеси, наличии меди в отложениях) определяется концентрация железа и меди.

138. По окончании пассивации раствор дренируется, а из не дренируемых участков вытесняется обессоленной водой с аммиаком и для этих участков выполняется сушка горячим воздухом в соответствии с пунктом 61 настоящих Методических указаний.

139. При проведении пассивации методом ГВКО после водной отмывки поверхностей нагрева с аммиаком и замыкания контура воду подогревают до 150 - 160

С, и на сторону всасывания БПН или НХО подают кислород из расчета его концентрации на входе в котел 30 - 60 мг/кг. Продолжительность ГВКО выбирается, исходя из оптимального удельного расхода кислорода 240 миллиграмм x час/килограмм (далее - мгxч/кг).

140. Подача кислорода начинается при достижении следующих показателей обессоленной воды в контуре концентрация оксидов железа (С_Fe2O3) не менее 10 мг/кг, электропроводимость не менее 5 микросименс/сантиметр (далее - мкСм/см), концентрация железа (С_ж) не менее 1

2 мкг-экв/кг.

141. Подачу кислорода прекращают при концентрации кислорода на выходе из тракта котла равной или близкой к исходной.

142. В процессе проведения водокислородной обработки на очищенной поверхности нагрева формируется защитная окисная пленка, что существенно облегчает работу блока в первые сутки после пуска котла и сокращает период работы котла до достижения нормативных показателей.

143. Длительность водокислородной обработки составляет 4 - 8 часа. На стадии ГВКО следует анализировать концентрацию железа и кислорода на входе и выходе из котла.

144. Концентрацию железа определяют колориметрическим или объемным методом с сульфосалициловой кислотой, концентрацию кислорода методом Винклера с однократным отбором проб.

Глава 7. Мероприятия, выполняемые после циркуляционной очистки и оценка ее качества

145. По окончании химической очистки котла выполняется ряд мероприятий, позволяющих оценить состояние поверхностей нагрева и качество очистки, в том числе:

1) вскрытие деаэратора, коллекторов;

2) удаление скопившихся в коллекторах и емкостях шлама, взвесей, частиц окалины и осмотр их внутренней поверхности;

3) вырезка образцов труб из очищаемых поверхностей нагрева. При этом образцы вырезаются из труб, соседних с вырезанными до очистки;

4) катодным травлением определяют остаточную загрязненность для вырезанных образцов труб. Остаточная загрязненность труб не превышает данных остаточной загрязненности огневой стороны труб котлов, работающих на топливе при режиме пассивации или нейтрализации согласно таблицы 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

146. При наличии термопар, установленных на поверхностях нагрева блока, об эффективности очистки судят по снижению температуры металла труб, которая не превышает начальные значения более чем на 10 - 15

С в эксплуатационном режиме.

147. С учетом возможности формирования плотных защитных оксидных пленок на очищенной поверхности во время окислительных пассивации (парокислородная очистка) и при последующей работе на НКВР и КАВР независимо от вида сжигаемого топлива, допускается остаточная загрязненность труб 50 г/м².

148. Количество удаленных из тракта котла отложений

(тонн) рассчитывается по концентрации железа, определенной на основных кислотных стадиях, по формуле:

где V - объем промываемого контура, м³;

- концентрация железа, г/л или килограмм/ кубический метр (далее - кг/м³).

149. Аналогично проводят расчет количества других удаленных компонентов, в частности взвешенных веществ и соединений меди при наличии последних в отложениях.

150. По результатам очистки составляется технический акт, в котором описываются технологический процесс, результаты контроля и определения загрязненности образцов труб после очистки.

151. При проведении эксплуатационной очистки блока СКД с использованием для прокачки моющих растворов БПН после очистки проводится осмотр технического состояния (ревизия), а при необходимости и ремонт БПН, участвовавшего в очистке.

152. Для более полного удаления взвеси из очищенного котла, особенно в случае проведения очистки БПН, перед пуском блока в эксплуатацию проводятся водные отмывки обессоленной водой с помощью ПЭН с максимальными скоростями движения воды (по возможности с большими, чем при эксплуатационных режимах работы блока). Водные промывки и растопка котла проводятся согласно инструкции по растопке котла.

153. При непродолжительном (меньше 5 суток) простое блока, работающего на НКВР или КАВР, после очистки совмещают растопку котла с повышенной дозировкой кислорода в питательную воду и проведением ГВКО.

154. Повышение концентрации кислорода в растопочный период и при проведении ГВКО перед растопкой котла предназначается для ускорения формирования защитной пленки на очищенных поверхностях нагрева за счет окисления металла и оксидов железа и адсорбции кислорода на поверхности.

Эти процессы целесообразно проводить при остаточной загрязненности труб до 50 - 100 г/м².

155. Для проведения ГВКО монтируется линия ввода кислорода от кислородной рампы на сторону всасывания бустерных питательных насосов. Кислородная рампа изготавливается минимум на 5 баллонов и оборудуется кислородным манометром.

156. К пуску блока и перед началом ГВКО подготавливаются пробоотборные точки для отбора проб основного конденсата (конденсатный насос 1 ступени (далее - КЭН-I), конденсатный насос 2 ступени (далее - КЭН-II), деаэратор (далее

Д-7), питательной воды, среды до ВЗ, свежего пара в полном объеме, необходимым для пуска блока.

157. К началу операции обеспечивается готовность всех узлов, агрегатов, арматуры, блочного щита управления. Руководство ремонтного цеха обеспечивает дежурство ремонтной бригады. Все операции выполняются в соответствии с инструкциями котло-турбинного цеха по пуску и обслуживанию блока.

158. При выполнении операции ГВКО:

1) обеспечивают запас обессоленной воды 3000 м³;

2) проводят холодные и более тщательные горячие отмывки тракта котла до ВЗ в соответствии с инструкцией по пуску блока из холодного состояния после текучего ремонта или промывки. Горячую отмывку проводят при температуре питательной воды выше 100

С и температуре среды до ВЗ - 180 - 220

С. По окончании горячей отмывки температуру среды до ВЗ повышают до 250 - 260

С и начинается циркуляция воды по замкнутому контуру: конденсатор - КЭH-I - БОУ - КЭН-II - ПНД

Д-7 - БПН - ПЭН - котел до ВЗ - Р-20 - конденсатор.

159. При достижении жесткости обессоленной воды после ВЗ не больше 2 мкг-экв/кг и электропроводности не больше 2 мкСм/см начинается дозировка газообразного кислорода во всасывающий трубопровод БПН в количестве, достаточном для получения концентрации кислорода на входе в котел 30 - 60 мг/кг. Продолжительность ГВКО определяется исходя из удельного расхода кислорода 240 мгxч/кг и составляет 4 - 8 часа. По отборам проб в точках KЭH-II, Д-7, ПВ, ВЗ определяется концентрация железа один раз в час, кислорода - один раз в 30 минут.

Завершение этапа кислородной пассивации устанавливается по выравниванию концентрации кислорода на входе и выходе из испарительной части котла. При этом, как правило, выравнивается концентрация железа в этих же точках.

160. При проведении ГВКО предусматривается возможность частичного обмена воды (продувка контура около 10 %) путем добавки обессоленной воды в конденсатор и сброса части конденсата в циркуляционный водовод или бак грязного конденсата.

После завершения ГВКО дозировка кислорода снижается до нормативных для НКВР и КАВР значений, и продолжаются операции по пуску блока в соответствии с существующей инструкцией.

161. Контроль за качеством выполненной ГВКО проводят путем определения концентрации железа в тракте блока в период пуска и по времени достижения нормативных показателей.

162. Кроме этого, при первой же возможности производят вырезки образцов труб из котла с целью оценки состояния внутренней поверхности труб с точки зрения образования защитной пленки.

Глава 8. Локальные химические очистки отдельных участков водяного тракта энергоблоков по проточно-сбросной схеме

163. Локальные очистки по проточно-сбросной схеме проводятся для пароводяного тракта энергоблоков до ВЗ для уменьшения загрязненности труб НРЧ и ВРЧ, работающих в зоне максимальных нагрузок, до допустимых значений.

164. Необходимость проведения такого вида очисток возникает для энергоблоков, в которых предельная загрязненность труб НРЧ и ВРЧ достигается за непродолжительный период эксплуатации (4 - 7 тысяч часов).

165. Небольшой межпромывочный период и необходимость проведения очистки во время кратковременного останова энергоблока не позволяют использовать специальную промывочную схему и определяют выбор проточно-сбросной схемы очистки, соответствующей технологии и условий проведения очистки.

166. Метод очистки по проточно-сбросной схеме заключается в дозировке разбавленных промывочных растворов перед очищаемыми поверхностями и сброс моющего раствора после них на протяжении всей стадии растворения отложений.

167. Технологический режим очистки отвечает требованиям:

1) моющий раствор обеспечивает высокую скорость растворения оксидов железа, составляющих основную часть отложений, так как раствор срабатывается во время однократного прохождения его вдоль очищаемой поверхности;

2) в связи с использованием проточно-сбросной схемы очистки и разбавленных растворов реагентов для усиления эффекта растворения отложений повышают температуру, скорость движения раствора;

3) условия проведения очистки делают необходимым применение аффективных ингибиторов коррозии металлов, не снижающих скорость растворения оксидов железа;

4) в связи с использованием при очистке по проточно-сбросной схеме БПН выбирают растворы, в которых не образуется большого количества взвешенных веществ, что предотвращает их отложение в коллекторах и участках с недостаточной циркуляцией растворов. Для выполнения этого условия используют реагент, образующие в водных растворах хорошо растворимые комплексы с Fe (III) и Fe (II) и не вызывающие подтравливание отложений в процессе их растворения.

168. При очистке создаются скорости движения растворов и воды не менее 1,0 - 1,5 м/с для обеспечения выноса взвеси из тракта котла.

169. Наиболее полно этим требованиям отвечают разбавленные растворы комплексонов (ЭДТК или трилона Б), а именно, 2 - 3-х замененные аммонийные соли ЭДТК при рН = 3,5 - 4,5 или композиции трилона Б с лимонной кислотой с ингибиторами при температурах 140 - 180

С. Введение ингибиторов в эти растворы необходимо не только для снижения коррозионных потерь, но и для уменьшения нерационального расходования комплексонов на процессы коррозии, которые в отсутствии ингибиторов протекают одновременно и примерно с такой же скоростью, как растворение отложений.

170. При проведении локальных очисток пароводяного тракта СКД оптимальными является следующие растворы:

1) 0,4 - 1,5 г/л аммонийной соли ЭДТК при рН = 3,5

4,5;

2) 1,0 - 2,5 г/л трилона Б с 1,5 - 2,5 г/л лимонной или фталевой кислоты при рН = 3,0 - 3,5.

171. В качестве ингибиторов для этих растворов используются смеси ингибиторов: 0,05 % M-1 с 0,05 % ОП-7 (ОП-10) или 0,05 % ОП-7 (ОП-10) с 0,017 % каптакса.

172. Температура раствора лежит в пределах 140 - 180

С, скорость движения раствора не менее 1,0 - 1,5 м/с.

173. Продолжительность очистки определяется исходной загрязненностью поверхностей нагрева и зависит от температуры, концентрации реагентов, значения рН, определяющих скорость растворения отложений. В среднем, продолжительность локальных очисток пароводяного тракта котла СКД до ВЗ составляет 4 - 6 часов.

174. При проведении локальных очисток принимается во внимание следующее:

1) максимальная загрязненность труб, при которой ожидается полная очистка не превышает 100 - 150 г/м²;

2) при наличии в отложениях меди в количестве, превышающим 5 - 8 % эффект очистки ухудшается, так как снижается скорость растворения отложений.

175. При проведении локальных очисток поверхностей нагрева котлов СКД до ВЗ по проточно-сбросной схеме обеспечивается безусловное выполнение технологии очистки по температуре, скорости движения раствора, заданным концентрациям моющих веществ и ингибиторов, значению рН раствора.

176. В схему очистки включается пароводяной тракт котла до ВЗ, специальный реагентный узел, временные трубопроводы подачи реагентов и сброса промывочных вод на узел нейтрализации и обезвреживания в схеме микроочистки согласно рисунку 6 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

177. Локальная очистка осуществляется пониточно или по двум ниткам блока одновременно. Выбор количества ниток, параллельно включенных в схему очистки, определяется необходимостью создания заданной скорости движения и возможностью обеспечения температуры раствора. При этом учитывается также необходимость равномерного распределения подаваемого раствора реагента по ниткам котла.

178. Очистка дубль-блока проводится отдельно по корпусам. Корпус, не подвергаемый очистке, находится в простое или бывает в рабочем состоянии.

179. При очистке предусматривается последовательное выполнение следующих операций:

1) накопление обессоленной воды в баках запаса конденсата и подачу ее в конденсатор насосами основной или аварийной подпитки. Из конденсатора конденсатными насосами обессоленная вода подается в деаэраторный бак по трубопроводу основного конденсата (по байпасам ПВД);

2) забор конденсата или обессоленной воды из деаэратора БПН и подачу ее через проточную часть одного из остановленных питательных насосов, ПВД по трубопроводам питательной воды к узлу питания котла;

3) подача воды БШ в котел и организация контура циркуляции до ВЗ при нагревании воды до 170 - 180

С. Подогрев осуществляется в ПВД и деаэраторе. Для достижения заданной технологическим режимом температуры используется подача пара в деаэратор и один из ПВД, как правило, из паропровода собственных нужд с давлением 1,4 МПа;

4) сброс раствора проводится перед ВЗ через растопочный узел и специально смонтированный временный трубопровод (сбросной трубопровод) на узел нейтрализации в котлован-нейтрализатор или в шламоотвал, при проведении водных отмывок сброс воды осуществляется через растопочный узел по временной линии в сбросной циркуляционный водовоз. Промывочный раствор приготавливается непосредственно перед очищаемой поверхностью путем подачи концентрированных растворов реагентов в обессоленную воду (конденсат), которая прокачивается БПН с установленным расходом и нагрета до заданной технологическим режимом температуры.

180. Для более равномерного распределения раствора реагентов по отдельным трубам НРЧ и других поверхностей нагрева вводят реагенты в каждый выходной коллектор предыдущей поверхности нагрева (для НРЧ - в выходные коллектора экономайзера).

181. Подсоединение напорного дозировочного трубопровода подачи концентрированных растворов реагентов на узле ввода реагентов осуществляется через специальные штуцеры из нержавеющей стали рисунок 7 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям. Эти штуцеры являются стационарными элементами тракта котла, их конструкция и расположение обеспечивает равномерность перемешивания раствора реагента с водой.

182. Для приготовления и дозировки реагентов используется специальный реагентный узел рисунок 8 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям. Реагентный узел включает бак для приготовления растворов реагентов, три дозировочных насоса, насос рециркуляции и трубопроводы обвязки.

183. Для применения рекомендуемых технологических режимов схема реагентного узла учитывает возможность одновременного растворения 2 реагентов, установку 2 баков объемом по 3 - 5 м³, либо двухсекционного бака объемом 6 м³.

184. согласно рисунку 8 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, приведен двухсекционный бак, разделенный пополам глухой вертикальной перегородкой и перекрытый крышкой. Каждая секция или бак соответственно имеет:

1) загрузочное сито;

2) водомерное стекло;

3) пробоотборник;

4) термометр;

5) дренажное и барботажное устройства;

6) подводы греющего пара, конденсата, аммиака;

7) воздушник.

185. Трубопроводы обвязки позволяют автономно готовить и дозировать реагенты в контур.

Дозировочные насосы РПНК-2-30 (3 м³/ч, 150 - 300 м. вод. ст.) предназначены для подачи реагентов в тракт котла (два рабочих, один резервный), а насос рециркуляции, например, типа 2Х-9Л (20 м³/ч, 16 м. вод. ст.) предназначен для перемешивания растворов в секциях бака. Возможна замена дозировочных насосов насосами других типов с параметрами: подача - 0,8 - 1,0 м³/ч в расчете на одну нитку и напор - 100 - 300 м. вод. ст.

186. Реагентный узел и дозировочные трубопроводы изготавливаются из нержавеющей стали. При изготовлении реагентного бака из углеродистой стали он имеет кислотостойкое покрытие, выдерживавшее высокую температуру (80

С).

187. Для сокращения протяженности трубопроводов дозировки реагентов оборудование реагентного узла монтируют на передвижной раме, располагают реагентный узел в непосредственной близости к очищаемому котлу.

188. Локальная химическая очистка отдельных участков пароводяного тракта энергоблока СКД включает следующие этапы: подготовительные операции, химическую очистку и водные отмывки. Подготовительные операции включают сборку схемы очистки, подготовку реагентного узла, выявление и устранение дефектов по схеме, прогрев котла при организации циркуляции воды по рабочей схеме и приготовление растворов реагентов. Все технологические операции проводятся на деаэрированной обессоленной воде без отключения амминирования.

189. Рассматривают 2 варианта очистки: при полном останове блока и при останове 1 из корпусов дубль-блока.

1) в первом случае обессоленная вода из бака запаса конденсата (далее

БЗК) и химводоочистки подается в конденсатор, откуда конденсатными насосами через байпас БОУ и ПНД - в деаэратор. Из деаэратора бустерными насосами через проточную часть одного из остановленных питательных насосов вода подается через ПВД к узлу питания котла.

Обессоленная вода с расходом 80 - 100 м³/ч по каждой нитке прокачивается по замкнутому контуру: деаэратор-бустерный насос - проточная часть ПЭН - ПВД - пароводяной тракт котла до ВЗ - растопочный узел - конденсатор и далее по указанному выше контуру. Пароперегреватель через линии впрысков заполняется обессоленной водой, в нем создается давление больше, чем в контуре котла перед ВЗ.

Циркуляция воды по замкнутому контуру проводится до достижения температуры на выходе из котла 140 - 180

С. Подогрев воды производится в деаэраторе, а при необходимости предусматривается возможность подогрева воды в ПВД;

2) при останове одного из корпусов подача воды осуществляется питательными насосами по эксплуатационной схеме и температуре воды снижается до 140 - 180

С. На работающий корпус вода поступает с расходом, необходимым по условиям эксплуатации, а на корпус, подлежащий очистке

согласно условиям подпункта 1) настоящего пункта настоящих Методических указаний.

Локальная химическая очистка осуществляется по 1 или 2 ниткам одновременно, что определяется необходимостью соблюдения заданных расходов и температуры раствора на данном энергоблоке.

При очистке по одной нитке при достижении необходимой температуры расход на нитку устанавливается соответствующим скорости движения среды 1,0 - 1,5 м/с, а по другой снижается до 10 - 15 м³/ч или до расхода, определяемого закрытием регулирующего питательного клапана (пропуском через регулирующий питательный клапан в закрытом положении), при этом контур циркуляции и температура такие же, как в подпункте 1) настоящего пункта настоящих Методических указаний.

При очистке одновременно по двум ниткам устанавливается одинаковый расход по обеим ниткам.

190. Перед началом кислотной стадии контур размыкается через растопочный сепаратор на сброс в циркуляционный водовод, производится замена воды с одновременной подпиткой в деаэратор из БЗК или ВХО. Через 20 - 30 минут после размыкания контура сброс переключается с циркуляционного водовода на бассейн-нейтрализатор и начинается дозировка реагентов в тракт. Дозировка реагентов в контур продолжается в течение всей стадии кислотной очистки и прекращается при снижении концентрации железа в точке отбора пробы после ВЗ, ориентировочно через 3 - 6 часа.

191. Завершающим этапом очистки являются водные отмывки, предназначенные для удаления взвеси и остатков моющего раствора. После окончания дозировки реагентов расход воды на каждую нитку увеличивается до значений, обеспечивающих скорость 1,5 - 2,0 м/с, отмывка при температуре 120 - 150

С продолжается в течение 10 - 15 минут со сбросом в бассейн-нейтрализатор, а затем организуется сброс в циркуляционный водовод.

192. Водная отмывка контролируется по содержанию взвешенных веществ и железа в воде и прекращается при осветлении раствора и достижении содержания железа на сбросе не более 1 мг/л, что ориентировочно составляет 1,0 - 1,5 часа.

После достижения необходимой чистоты отмывочной воды производится отмывка следующей нитки (корпуса).

193. При пониточной очистке дубль - или моноблоков во время проведения очистки второй нитки в отмытую нитку поступает обессоленная вода с аммиаком (рН = 8,0 - 9,0) при расходе 10 - 15 м³/ч с последующим сбросом раствора в циркуляционный водовод.

194. Простой корпуса или котла после локальной очистки нежелателен, за водной отмывкой при достижении содержания железа в питательной воде 100 мкг/кг следует растопка котла. Вырезку образцов труб для оценки эффективности очистки осуществляют либо сразу после очистки, либо при очередном останове корпуса или котла.

195. Расход реагентов (Q) для локальной очистки определяется исходя из заданных концентраций реагентов, расхода воды и длительности очистки. Для учета возможных потерь при приготовлении растворов и проведении очистки вводится коэффициент запаса

где С - концентрация реагента в промывочном растворе, кг/м³;

W - расход раствора, м³/ч;

t - продолжительность очистки, ч.

196. Перед очисткой целесообразно также провести поверочный расчет количества комплексообразующих реагентов, необходимых для связывания оксидов железа, имевшихся на поверхности экранных труб пароводяного тракта подвергаемых очистке, по формуле

где Q₂ - расход реагента, тонн;

b - расход реагента (в пересчете на 100 %) на растворение 1 килограмма железоокисных отложений (кг/кг). Для аммонийной соли ЭДТК b = 5,2; для композиции трилона Б с кислотой b = 2,5 - 3,0 килограмм/килограмм (далее - кг/кг);

S - поверхность очищаемого участка пароводяного тракта, м²;

d - количество оксидов железа на единицу поверхности, г/м²;

К - содержание реагента в техническом продукте, %.

197. Исходя из полученного значения Q₂, выбирается концентрация реагента и длительность очистки. При загрязненности 50 - 100 г/м² обычно выбираются минимальные из указанных концентраций реагентов и длительность очистки 2 - 3 часа, при 100 - 150 г/м² и более - максимальные концентрации и длительность очистки 4 - 6 часа.

198. Контроль за процессом очистки проводятся по химическим и теплотехническим показателям. Для определения состава раствора используются эксплуатационные точки отбора проб и организуется отбор проб за НРЧ, СРЧ и на сбросе после растопочного сепаратора. Перед отбором пробы необходимо в течение 3 - 5 минут продувают точку отбора. Допустима также организация непрерывного протека через точки отбора проб.

199. При проведении каждой стадии очистки с периодичностью отбора проб 20 - 30 минут определяются следующие показатели:

1) на кислотной стадии - концентрация железа и рН, концентрация комплексообразующего реагента (выборочно, один раз в 1,5 - 2,0 часа), взвезенные вещества - визуально и количественно из средней пробы за всю стадию;

2) на водных отмывках количество взвешенных веществ - визуально один раз в 10 - 15 минут, концентрация общего железа - один раз в 20 - 30 минут.

200. В объем теплового и гидравлического контроля входят:

1) расход воды по ниткам - по штатным или временным расходомерам;

2) давление и температура - по штатным приборам;

3) уровень воды в деаэраторе и БЗК, конденсаторе;

4) температура воды в деаэраторе;

5) уровень и температура раствора в баках.

201. Химический контроль за приготовлением реагентов проводится из пробоотборников на баках и включает определение концентрации ЭДТК и трилона Б, значения рН раствора.

202. Количество реагентов, подаваемых в контур очистки, контролируется по водомерным стеклам баков и расходу реагентов, подаваемых в контур насосами-дозаторами.

203. Качество проведения локальной очистки оценивается следующими показателями:

1) снижением температуры металла труб при наличии установленных на данных поверхностях нагрева термопар в процессе эксплуатации;

2) состоянием поверхности вырезанных после очистки образцов труб и количеством оставшихся загрязнений, определяемых методом катодного травления;

3) оценкой количества вымытых оксидов железа (кг), определяемого по формуле

где С_Fe2O3 - концентрация железа, кг/м³;

W - расход раствора, м³/ч;

t - продолжительность очистки, ч.

Приложение 1 к Методическим указаниям по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления

Таблица 1

Предельная загрязненность (г/м²) обогреваемой стороны трубы НРЧ котлов энергоблоков СКД

Водно-химический режим	Вид сжигаемого топлива
	газ, мазут	смешанное	пылеугольное
ГАВР, ГВР	200	250	300
	Для рыхлого слоя
НКВР (или КАВР)	Не более 70	Не более 70	Не более 120
	Общая загрязненность
	250	300	400

Таблица 2

Режим пассивации или нейтрализации	Остаточная загрязненность (г/м2) огневой стороны труб котлов, работающих на топливе
	Газ, мазут, смеси	Пылеугольное
Гидразинно-аммиачная	25 - 30	50
Аммиачная обработка и окислительные методы пассивации (в том числе ГКО, ГВКО)	50	50

Приложение 2 к Методическим указаниям по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления

Определение загрязненности труб методом катодного травления

Под удельной загрязненностью поверхности нагрева понимается количество отложений, отнесенное к 1 м² поверхности.

Удельная загрязненность поверхности (К) вычисляется по формуле, г/м²;

где G - потеря массы образца или количество отложений, грамм;

F - площадь внутренней поверхности образца трубы, квадратный метр (далее - м²).

Вырезку образцов труб определенной поверхности проводят следующим образом. Длина вырезаемой трубы не менее 400 - 500 миллиметров, причем участки на расстоянии 50 - 80 миллиметра от края не исследуются.

Отмечается обогреваемая и тыловая стороны трубы, затем она обтачивается на токарном станке снаружи на 2 - 3 миллиметра.

Для катодного травления трубу разрезают на образцы, размер которых определяется установкой для катодного травления. При разрезке и подготовке образцов к исследованию не пользуются эмульсией и применяют механические воздействия, приводящие к отслоению и нарушению целостности отложений (удары, вибрация).

Наружную поверхность разрезанных образцов труб (на кольца и полукольца) покрывают термостойким, кислотостойким лаком в соответствии с технологией покрытия образцов данным лаком. При низких температурах травления наружную поверхность образцов защищают воском.

Подготовленные образцы высушивают в эксикаторе с прокаленным хлористым кальцием и взвешивают на аналитических весах с точностью

0,0002 г.

При необходимости определения отдельно рыхлого слоя отложений и общей загрязненности, рыхлый слой удаляется жесткой (чернильной) резинкой и после выдерживания в эксикаторе повторно взвешивается.

Масса рыхлого слоя Q_p рассчитывается по формуле, г/м²

Где Р₀ - первоначальная масса, г;

P₁ - масса образца после снятия рыхлого слоя резинкой, г;

F - внутренняя поверхность образца, м².

На рисунке 1 показана принципиальная схема установки для катодного травления образцов.

1 - источник постоянного тока; 2 - выпрямитель; 3 - вольтметр постоянного тока; 4 - регулирующий реостат; 5 - амперметр постоянного тока; 6 - анод; 7 - исследуемый образец; 8 - электролит; 9 - емкость из стекла или полиэтилена

Рисунок 1. Принципиальная схема установки катодного травления

При катодном травлении образец с отложениями за счет присоединения к отрицательному полюсу источника постоянного тока превращается в катод. Анодом, подсоединяемым к положительному полису источника постоянного тока, применяют свинцовый или графитовый электрод в зависимости от выбранного электролита.

Для катодного травления образцов труб с отложениями используют установку типа УКО-72 или любую установку, отвечающую требованиям схемы.

В качестве электролита, помещаемого в стеклянную или полиэтиленовую емкость, используются:

1) 8 - 10 %-ный раствор серной кислоты с 0,3 - 0,5 % ингибитора, например, КИ-1, КПИ и др.; (анодом служит свинец);

2) 5 - 10 %-ный раствор цитрата аммония, рН = 3,0 - 5,0 (анодом служит графит).

Образец помещается в электролитическую ванну, подсоединяется к источнику тока с помощью медного провода с зажимом. В месте подсоединения зажима образец зачищается до металла.

По показывающему прибору устанавливается необходимая плотность тока, обычно 2 - 5 А/дм².

При значительных отложениях (более 200 - 300 г/м²) раствор нагревается до 60 - 70

С, при меньших - травление проводят при комнатной температуре. Длительность травления не превышает 30 - 40 минут.

За эффективностью удаления отложений наблюдают визуально, отключая и осматривая вынутый из раствора образец раз в 10 - 15 минут.

После травления образцы вынимают из электролита, предварительно отключив источник тока, промывают под водой (лучше дистиллированной) и высушивают в сушильном шкафу при температуре 105 - 110

С, затем помещают в эксикатор и после полного остывания взвешивают на аналитических весах.

При высоком содержании меди в отложениях и омеднении очищенной поверхности образца в процессе катодного травления, образец после катодного травления помещают в аммиачный раствор с окислителем, например, в 1 %-ный раствор аммиака с 0,5 - 1,0 % перекиси водорода, персульфата аммония, нитрита натрия. Можно вместо указанных реагентов применяют продувку через раствор воздуха или кислорода.

Операцию удаления металлической меди проводят при температуре не выше 45 - 50

С в течение 3 - 4 часа, до полного удаления меди. Затем образец промывают дистиллированной водой, сушат, охлаждают в эксикаторе и взвешивают.

Для катодного травления образцов труб с окалиной применяют повышенные концентрации растворов до 15 %, температуру до 70 - 80

С, стимуляторы растворения окалины, например 2 - 3 % бифторида аммония, 5 % ацетона или формалина.

Длительность травления может в этих случаях увеличивается до 3 - 4 часа. Для удаления окалины толщиной более 0,2 - 0,3 миллиметра лучше применяют механическое обжатие труб в тисках. В этом случае количество окалины рассчитывается по потере массы образца. Образец не следует покрывают лаком, наружную поверхность механически очищают от отложений или закрывают лейкопластырем.

Приложение 3 к Методическим указаниям по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления

1

котел, 2 - встроенные сепараторы, 3 - расширитель 20 кгс/см², 4

деаэратор, 5

БПН, 6

ПЭН, 7

ПВД, --- трубопроводы очистки, ---- штатные трубопроводы

Рисунок 1. Принципиальная схема очистки пароводяного тракта до ВЗ с использованием БПН

1

котел, 2 - встроенные сепараторы, 3 - расширитель 20 кгс/см², 4

деаэратор, 5

БПН, 6

ПЭН, 7

НХО, 8

ПВД, - трубопроводы очистки; - штатные трубопроводы

Рисунок 2. Принципиальная схема очистки пароводяного тракта до ВЗ с использованием НХО

1

котел, 2 - встроенные сепараторы, 3 - расширитель 20 кгс/см², 4

деаэратор, 5

БПН, 6

НХО, 7

ПЭН, 8

ПВД, - трубопроводы очистки, - штатные трубопроводы

Рисунок 3. Принципиальная схема очистки пароводяного тракта до ГПЗ с использованием НХО

1 - промежуточный пароперегреватель, 2

деаэраторы, 3

НХО

Рисунок 4. Принципиальная схема очистки промежуточного пароперегревателя энергоблока СКД

1 - бак-мешалка для растворения сыпучих реагентов, 2 - бак приготовления реагентов, 3 - бак серной кислоты, 4 - насос бака-мешалки, 5 - насосы подачи растворов, 6 - насосы-дозаторы серной кислоты

Рисунок 5. Принципиальная схема реагентного узла для циркуляционных очисток энергоблоков СКД

1

котел, 2

конденсатор, 3

деаэратор, 4 - конденсатные насосы, 5

ПНД, 6 - бустерные насосы, 7 - питательные насосы, 8

ПНД, 9

сепаратор, 10 - расширитель 20 кгс/см², 11

экономайзер, 12

НРЧ, 13

CРЧ, - контур очистки

Рисунок 6. Схема микроочистки

1

трубопровод, 2

штуцер, 3

коллектор

Рисунок 7. Узел ввода реагентов

1 - реагентный бак (2 секции по 3 м³ каждая), 2 - дозировочные насосы РПНК-2-30 (Q = 2000 л/ч, Н = 300 м вод. ст.), 3 - насос рециркуляции 2Х-9Л (Q = 20 м³/ч, Н = 16 м вод. ст.), 4, 5, 6 - трубопроводы подачи соответственно аммиака, конденсата, греющего пара

Рисунок 8. Схема реагентного узла

Приложение 4 к Методическим указаниям по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления

Пример расчета скоростей потока при очистке котлов блоков СКД

Таблица 1

Скорости потока при очистке котла ТГМП-314Ц общим потоком

Наименование поверхности	D * S мм	Количество, шт.	F м2	Скорости потока (м/с) при расходе, тонн/час (далее - т/ч)
				200	400	600	800	1000	I200
Экономайзер	32х6	600	0,188	0,295	0,590	0,885	1,180	1,475	1,770
Циклоны	32х6	696	0,219	0,253	0,406	0,659	0,812	1,265	1,518
Под	36х6	246	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000
НРЧ-I	36х6	246	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000
НРЧ-II	36х6	246	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000
Подвесные трубы	32х6	318	0,100	0,555	1,110	1,665	2,220	2,775	3,330
СРЧ	32х6	414	0,130	0,427	0,854	1,281	1,708	2,135	2,562
ВРЧ	32х6	414	0,130	0,427	0,854	1,281	1,708	2,135	2,562
ЭПК	38х6	360	0,186	0,299	0,598	0,897	1,196	1,495	1,794
ПЭ (потолок)	32х6	494	0,155	0,358	0,716	1,074	1,432	1,790	2,148
Ширмовый пароперегреватель	32х6	480	0,151	0,367	0,734	1,101	1,468	1,835	2,202
КПП высокого давленая	32х6	582	0,182	0,305	0,610	0,915	1,220	1,525	2,100
Низкое давление
КПП-I	50х4	692	0,958	0,058	0,116	0,174	0,232	0,290	0,348
КПП-II	42х4	600	0,545	0,102	0,204	0,306	0,408	0,510	0,612
Блок 250 МВт
ПВ-900-380-18	32х5	414	0,157	0,354	0,708	1,062	1,416	1,770	2,124
ПВ-1200-380-42	32х5	408	0,155	0,359	0,718	1,077	1,436	1,795	2,154
ПВ-900-380-66	32х5	408	0,155	0,359	0,718	1,077	1,436	1,795	2,154

Таблица 2

Скорости потока при очистке котла ТГМП-344 общим потоком

Наименование поверхности	Общее сечение, квадратный метр (далее - м2)	Скорость потока метр/секунда (далее - м/с) при расходах, м3/ч
		200	400	600	800	1000	1200	1500
Экономайзер	0,254	0,219	0,438	0,657	0,876	1,195	1,314	1,642
Подвесные трубы	0,157	0,354	0,708	1,062	1,420	1,770	2,124	2,655
Панели НРЧ, I ход	0,095	0,585	1,169	1,754	2,330	2,920	3,510	4,380
Панели НРЧ, II ход	0,111	0,500	1,000	1,500	2,000	2,500	3,000	3,750
Панели НРЧ, III ход	0,132	0,421	0,842	1,263	1,684	2,105	2,526	3,158
Панели СРЧ, I ход	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
Панели СРЧ, II ход	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
Панели ВРЧ, I ход	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
Панели ВРЧ, II ход	0,169	0,329	0,657	0,986	1,315	1,644	1,974	2,468
Экраны конвективной шахты	0,309	0,179	0,358	0,538	0,717	0,846	1,074	1,342
Ширмы I ступени	0,163	0,341	0,682	1,020	1,363	1,704	2,046	2,558
Ширмы II ступени	0,139	0,399	0,799	1,199	1,597	1,996	2,394	2,992
КПП, I ступень	0,214	0,259	0,519	0,778	1,038	1,297	1,554	1,942
КПП, II ступень	0,214	0,259	0,519	0,778	1,038	1,297	1,554	1,942
КПП низкого давления, I ступень и отводящие трубы	0,977	0,057	0,114	0,171	0,227	0,284	0,341	0,427
КПП низкого давления, II ступень	0,684	0,081	0,162	0,243	0,325	0,408	0,487	0,608

Таблица 3

Скорости потока при очистке котла ТПП-210

Поверхность нагрева	Диаметр труб, мм	Количество труб, шт.	Суммарное сечение, м2	1 корпус, 1 поток, 1 нитка			1 корпус, 2 нитки			2 корпуса, 4 нитки
				Скорость (м/с) при расходах, м3/ч
				300	600	900	300	600	900	300	600	900
Экономайзер (один пакет)	25х3,5 Вн. 18	200	0,0510	1,635	3,28	4,9000	0,817	1,6400	0,450	0,409	0,820	1,230
НРЧ (среда поступает в 2 крайние в 1 среднюю панель заднего экрана и 1 крайнюю панель бокового экрана)		41	0,0328	2,540	5,10	7,6100	1,270	2,5500	3,805	0,635	1,270	1,903
ВРЧ - фронтовой и боковой экраны (каждая панель)	42х5,0	8	0,0064	26,0			13,0			6,50
Экраны поворотной камеры (2 панели)	42х5,0	66	0,0528	1,580	3,16	4,7400	0,798	1,5800	2,370	0,996	0,790	1,180
Потолочный П/П	42х5,0	152	0,6900	1,212	2,42	3,6300	0,606	1,2120	1,818	0,303	0,606	0,909
Ширмовый П/П
Ширмы I ступени	32х6,0	168	0,0528	1,580	3,16	4,7400	0,790	1,5800	2,370	0,395	0,790	1,180
Ширмы II ступени	32х6,0	180	0,0576	1,440	2,90	4,3400	0,720	1,4500	2,170	0,360	0,720	1,080
КПП	32х6,0	129	0,0405	2,060	4,13	6,1700	1,030	2,065	3,080	0,510	1,032	1,540
Пароперегреватель НД
Выходные блока	42х3,5	108	0,1080	0,770	1,55	2,332	0,385	0,775	1,166	0,192	0,387	0,583
ПГП	42х3,5	108	0,1080	0,770	1,55	2,332	0,385	0,775	1,166	0,192	0,387	0,583
Паропаровой теплообменник	60х3,5	200	0,2802	0,300	0,60	0,900	0,150	0,300	0,450	0,075	0,150	0,225

Приложение 10 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по проведению эксплуатационных очисток маслосистем турбоагрегатов с применением водных растворов биологически разлагаемых моющих средств

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по проведению эксплуатационных очисток маслосистем турбоагрегатов с применением водных растворов биологически разлагаемых моющих средств, (далее

Методические указания) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для определения порядка применения биологически разлагаемых моющих средств, при проведении эксплуатационных очисток от загрязнений трубопроводов и элементов маслосистем турбо-, гидроагрегатов, маслохозяйств, маслосистем другого энергетического оборудования, в которых используются нефтяные смазочные масла.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) концентрация - величина, характеризующая количественный состав раствора;

2) шлам - это сложные физико-химические смеси, которые состоят из нефтепродуктов, механических примесей (глины, окислов металлов, песка) и воды.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. В настоящих Методических указаниях приведены основные рекомендации по применению водных растворов биологически разлагаемых моющих средств серии ТМС Л (далее - ТМС Л) при проведении эксплуатационных очисток (промывок) от загрязнений, осажденных в процессе эксплуатации энергетического оборудования на внутренних поверхностях трубопроводов и маслоохладителей (без их разборки), согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

4. Концентрация ТМС Л в водном растворе составляет от 8 до 15 %. Для приготовления раствора необходимо применять обессоленную воду или конденсат.

Глава 2. Назначения и краткие сведения о ТМС Л

5. Биологически разлагаемые моющие средства ТМС Л (ТМС ЛН и ТМС ЛК) изготавливаются на основе смеси щелочных компонентов, поверхностно-активных веществ (далее - ПАВ) и ингибиторов коррозии и предназначены для удаления масляного шлама и остатков нефтепродуктов из трубопроводов, резервуаров, теплообменных аппаратов и других элементов маслосистем промышленного оборудования.

6. Для проведения эксплуатационных очисток маслосистем энергетического оборудования используются следующие ТМС Л:

1) ТМС ЛН для очисток маслосистем (без их разборки) и резервуаров хранения нефтепродуктов;

2) ТМС ЛК для очисток только маслоохладителей и отдельных элементов маслосистем.

7. Так как ТМС ЛН и ТМС ЛК являются щелочными средствами, не рекомендуется их использовать для очистки резервуаров и трубопроводов из алюминиевых сплавов.

8. Раствор ТМС ЛН не содержит компонентов, принципиально не совместимых с турбинными маслами. Воздействие раствора ТМС ЛН после последней водной промывки на турбинное масло практически не отличается от воздействия дистиллированной воды.

9. Оптимальная температура водного раствора в процессе промывки составляет от 40 до 55

С, на турбоагрегатах оптимальный температурный режим обеспечивается с помощью подачи в маслоохладители горячей воды.

10. При промывке трубопроводов маслохозяйств температурный режим обеспечивается с помощью электронагревательных кабелей или паровых спутников.

11. Отработанные промывочные растворы ТМС Л утилизируются на очистных сооружениях электростанций, так как входящие в их состав ПАВ обладают свойствами биологической деградации. Отработанные промывочные растворы способны разлагаться в течение 18-20 суток, что особенно важно для объектов, не имеющих специальных систем нейтрализации.

12. Перед началом промывки и проведения подготовительных работ по монтажу схемы промывки из маслосистемы отбираются образцы масляного шлама. Образцы шлама используются для определения в лабораторных условиях оптимальной концентрации ТМС Л в промывочном растворе. Критерием выбора оптимальной концентрации промывочного раствора является полное удаление масляного шлама со стальных пластин из стали типа Ст. 3, которые используются для нанесения образцов масляного шлама, при минимизации времени промывки. Полнота удаления масляного шлама определяется методом оптической микроскопии (кратность увеличения не менее 40).

Диапазон рабочих концентраций составляет от 8 до 15 %.

13. Водными растворами ТМС Л удаляется масляный шлам и нефтепродукты с очищаемых металлических поверхностей. Это обеспечивает безопасное выполнение огневых работ при ремонте или модернизации масляных систем и баков. Эксплуатационные очистки выполняются в период проведения капитальных ремонтов оборудования.

14. Информация о необходимости очистки масляных систем и баков энергетического оборудования получается, при выполнении анализа изменения показателей качества турбинного масла, эксплуатируемого в оборудовании. Основными критериями необходимости очистки являются следующие факторы:

1) наличие в масле растворенного масляного шлама;

2) длительная эксплуатация (более 6 месяцев) турбинного масла типа Тп-22С или Тп-22Б с кислотным числом 0,1 миллиграмм гидроокиси калия (КОН) на грамм масла (далее - мг КОН/г) и более (для турбинного масла типа Тп-30 снижение значения кислотного числа до 0,15 мг КОН/г и менее с последующим его ростом до значения 0,15 мг КОН/г и более);

3) ухудшение класса промышленной чистоты масла, согласно ГОСТ 17216-2001 "Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей", до значения 12 и более.

Чем выше значение класса промышленной чистоты, тем больше необходимость в проведении очистки;

4) периодическое обводнение масла;

5) одновременное наличие нескольких из вышеперечисленных факторов повышает необходимость проведения очистки.

15. Штатные масляные насосы применяются для промывки, если их конструкция обеспечивает надежную работу насоса на воде (центробежные насосы с сальниковыми уплотнениями). Если штатные масляные насосы не перекачивают воду из-за особенностей их системы смазки и конструкции, то используются специальные промывочные насосы, которые устанавливаются дополнительно в маслосистему, на период проведения промывки.

16. Эффективность промывки определяется методом оптической микроскопии после проведения мембранной фильтрации проб промывочного раствора.

17. Промывка маслоохладителей и других элементов энергетического оборудования осуществляется на специальных стендах методом циркуляции раствора ТМС Л или с помощью струйных технологий.

Глава 3. Порядок проведения эксплуатационных очисток с применением ТМС Л

Параграф 1. Подготовительные работы

18. Выполняется визуальный осмотр маслосистемы или резервуара (бака) после слива масла, определяется наличие загрязнений и необходимость проведения очистки. Критерием необходимости очистки является наличие масляного шлама на дне маслобака (резервуара) и (или) в трубопроводах. При отсутствии возможности корректного определения количества шлама в системе из-за его неравномерного распределения, очистку считают необходимой, если после протирки вскрытых участков сливных трубопроводов на фильтровальной бумаге или салфетке остаются хорошо видимые следы шлама и (или) шлам образует слой (5 миллиметра (далее

мм) и более) на дне маслобака.

19. Отбирается проба масляного шлама из маслобака и (или) сливных маслопроводов турбогенератора, гидроагрегата, другого энергетического оборудования, резервуара маслохозяйства, которые очищаются.

20. Определяется в лабораторных условиях характер масляного шлама (содержание в нем твердых частиц и нефтепродуктов). Определяется эффективность очистки металлических поверхностей от шлама водными растворами ТМС Л различной концентрации, согласно пункту 12 настоящих Методических указаний. Определяется оптимальная концентрация ТМС Л для приготовления промывочного раствора.

21. Подготавливается необходимое количество препарата ТМС ЛН или ТМС ЛК. Предварительно определяется количество ТМС Л, необходимое для заказа, исходя из расчета 12 %-ной концентрации ТМС Л в промывочном растворе и фактического объема маслосистемы энергетического оборудования. Не использованный для промывки ТМС Л отправляется на склад и сохраняется до следующей промывки.

22. Необходимое количество ТМС Л, килограмм (далее

кг), определяется по формуле:

где M_ТМС - необходимое количество ТМС Л, кг;

С_ТМС - концентрация ТМС Л в промывочном растворе, %;

V_MC - вместимость маслосистемы, кг.

23. Разрабатывается рабочая программа проведения промывки и согласовывается в химической службе энергетического предприятия. При разработке программы используются схемы и опыт гидродинамических промывок маслосистем с учетом требований настоящих Методических указаний.

24. Рабочие программы проведения промывки согласовываются заводом-изготовителем препаратов ТМС Л.

25. Исключаются из схемы промывки подшипники турбоагрегата или другого энергетического оборудования. Это необходимо для обеспечения оптимального гидродинамического режима промывки сливных трубопроводов. Сливные и напорные трубопроводы соединяются специальными технологическими перемычками. На трубопроводы, не участвующие в схеме промывки, устанавливаются заглушки. Выбор насосов, которыми выполняется промывка, производится на стадии разработки рабочей программы в зависимости от конструктивных особенностей энергетического оборудования с учетом положений пункта 15 настоящих Методических указаний.

26. Монтируется и (или) проверяется работоспособность линий подачи конденсата или обессоленной воды в маслобак турбоагрегата или другого энергетического оборудования, слива отработанного промывочного раствора в очистные сооружения или специальный приемный резервуар и подачи горячей воды в маслоохладители или другой схемы нагрева раствора.

27. Удаляется шлам со дна маслобака (резервуара).

28. Устанавливаются на штатных сетках маслобака турбоагрегата или другого энергетического оборудования дополнительный фильтровальный материал (2 слоя марли, синтетическую сетку). Устанавливаются по одному ряду сеток в отсеках чистого и грязного масла маслобака. При наличии на энергопредприятии оборудования для очистки промывочного раствора (различные фильтровальные или мембранные установки, какое-либо другое оборудование, предназначенное для очистки воды от взвешенных частиц) подготавливают его для очистки раствора в маслобаке.

29. Проверяется работоспособность штатных средств контроля параметров масла (температура, давление) в маслосистеме. При отсутствии возможности определения температуры во время очистки штатными средствами контроля используются переносные электронные термометры или применяются стеклянные термометры, позволяющие контролировать температуру раствора по месту (в трубопроводе или маслобаке).

30. Подготавливается лабораторное оборудование для контроля эффективности промывки. Для этих целей используются экспресс-лаборатории мембранной фильтрации и оптической микроскопии.

31. Заполняется маслобак и маслосистема обессоленной водой или конденсатом, проводится пробный пуск насосов и гидравлические испытания схемы промывки. Проверяется эффективность нагрева воды до рабочей температуры и заполнение водой маслопроводов схемы промывки (контроль ведется по изменению температуры маслопроводов). При необходимости устраняются протечки и (или) вносятся изменения в схему промывки.

Параграф 2. Порядок приготовления раствора ТМС Л и проведение очистки

32. Водный промывочный раствор ТМС Л готовится непосредственно в маслобаке турбоагрегата или другого энергетического оборудования.

33. В воду, циркулирующую в системе по промывочным контурам, добавляют расчетное количество ТМС Л, согласно пункту 22 настоящих Методических указаний.

34. Уровень воды в маслобаке обеспечивается для устойчивой работы промывочного насоса с учетом вероятного перепада высоты раствора на сетках маслобака. Обеспечивается заполнение маслобака водой не менее чем на 2/3 его вместимости.

35. ТМС Л из транспортной тары (бочки или канистры) заливается через люк маслобака в циркулирующую воду вручную или с помощью специальных насосов. При заливе ТМС Л из 200-литровых бочек вручную применяются средства механизации погрузочно-разгрузочных работ (мостовой кран, кран-балка и др.).

36. Циркулирующая по системе вода, в которую вводится ТМС Л, имеет рабочую температуру 40 - 55

С, перегрев выше 55

С не допускается.

37. Включается в схему очистки только один из промывочных контуров. Рекомендуется следующий порядок подключения контуров при проведении промывки маслосистемы турбоагрегата:

1) система регулирования;

2) система уплотнения вала генератора;

3) система смазки;

4) другие системы (система гидростатического подъема роторов, система смазки питательного электронасоса и питательного турбонасоса).

38. Целесообразность промывки системы регулирования водным раствором ТМС Л предварительно согласовывается с заводом-изготовителем энергетического оборудования. Решение о целесообразности ее очистки принимается после вскрытия системы и визуального осмотра для определения степени ее загрязнения. Если необходимо, система регулирования промывается горячим чистым маслом гидродинамическим методом после завершения промывки с помощью водного раствора ТМС Л других систем.

39. Отбирается проба промывочного раствора, определяется в лабораторных условиях гранулометрический состав загрязнений (отбор проб производится не реже 1 раза в 2 часа).

40. Выполняется индивидуальное поочередное подключение маслоохладителей в схему промывки для повышения эффективности удаления масляного шлама. Продолжительность промывки каждого маслоохладителя составляет не менее 2 часов. Включаются в схему промывки все маслоохладители.

41. Давление в системе регулируется напорной задвижкой промывочного насоса.

42. Контролируется перепад высоты раствора на сетках маслобака. По достижении предельного перепада высоты заменяются сетки, не останавливая циркуляции раствора. Для этого устанавливают сетки с новым фильтровальным материалом или сетки, предварительно продутые сжатым воздухом, а затем демонтируются загрязненные сетки.

43. Интенсивность пенообразования раствора в маслобаке регулируется изменением производительности промывочного насоса с помощью напорной задвижки. Для регулирования интенсивности пенообразования раствора используются специальные присадки (пеногасители). При необходимости пеногасители поставляются в дополнение ТМС ЛН.

44. При стабилизации содержания твердых частиц в промывочном растворе прекращается промывка и отключаются насосы. Ориентировочное время промывки маслосистемы составляет 24 часа и корректируется по результатам анализа, согласно пункту 16 настоящих Методических указаний.

45. Опорожняется маслобак и маслосистема турбоагрегата или другого энергетического оборудования, промывочный раствор откачивается на очистные сооружения или в специальный резервуар для хранения, а осадок со дна маслобака собирается и отправляется на утилизацию.

46. Для снижения нагрузки на очистные сооружения отстаивают промывочный раствор в маслобаке в течение 16 - 24 часов, затем откачивается верхний слой смытых нефтепродуктов в специальную емкость передвижным насосом. Нефтепродукты направляются на утилизацию или переработку. Промывочный раствор откачивается на очистные сооружения.

47. Очищается маслобак. На сетках заменяется дополнительный фильтровальный материал или продуваются сетки и устанавливают их в маслобак.

48. Заливается обессоленная вода или конденсат в маслосистему, добавляется ТМС Л по пункту 34 настоящих Методических указаний, для приготовления 1 %-ного раствора и промывается система по всем контурам циркуляции от остатков загрязнений. Затем выполняются действия по пункту 45 настоящих Методических указаний. Продолжительность промывки 8 - 10 часов.

49. Выполняется отбор пробы по пункту 39 настоящих Методических указаний. Если в пробе раствора присутствует значительное количество загрязнений, особенно нефтепродуктов, повторяется пункт 49 настоящих Методических указаний.

50. Выполняется дренаж остатков воды из всех тупиковых и застойных зон, маслоохладителей, гидрозатворов. Очищается маслобак (при необходимости демпферный бак системы уплотнения вала генератора, гидрозатворы, сбросные клапаны и другие застойные участки маслосистемы) от остатков загрязнений. Проводится ревизия маслосистемы. Вынимаются сетки из маслобака, снимается дополнительный фильтровальный материал, при необходимости продуваются и устанавливаются сетки в маслобак.

51. Вскрывается один из фланцев на сливных трубопроводах, проводится визуальный осмотр, убедившись в отсутствии масляного шлама. Сдается маслосистема на чистоту с оформлением акта проведения промывки.

Параграф 3. Консервация маслосистемы после очистки

52. Консервация перед пуском:

1) подается в маслопроводы минимально необходимое для прокачки системы количество турбинного масла (не менее 2/3 вместимости маслосистемы) с целью ее временной консервации (до момента полного заполнения маслом перед пуском);

2) выполняется прокачка масла по промывочным контурам маслосистемы. После прокачки очищается масло от воды и механических примесей с помощью штатного средства очистки масла или откачивается на маслохозяйство для очистки;

3) демонтируются временные технологические перемычки и заглушки, восстанавливается исходная схема маслосистемы.

53. Консервация перед ремонтом:

1) при необходимости последующего выполнения огневых работ на маслопроводах после эксплуатационной очистки с помощью водных растворов ТМС Л консервацию системы провести одним из следующих способов, не демонтируя схему промывки.

2) продувается маслосистема горячим воздухом (температура не менее 70

С).

3) при выполнении последней промывки маслосистемы водой от остатков загрязнения по пункту 48 настоящих Методических указаний, добавляется в циркулирующую воду ТМС ЛН для приготовления 2 %-ного раствора в соответствии с пунктом 33 настоящих Методических указаний, далее выполняются операции по пунктам 45 и 50 настоящих Методических указаний.

54. По завершении всех огневых и ремонтных работ повторно выполняются операции по пунктам 48 и 50 настоящих Методических указаний, а затем по пункту 52 настоящих Методических указаний.

Глава 4. Порядок контроля при проведении очистки

56. Оперативный контроль эффективности очистки выполняется в лабораторных условиях. При контроле эффективности очистки выполняется анализ гранулометрического состава твердых частиц, присутствующих в промывочном растворе класс промышленной чистоты, согласно ГОСТ 17216-2001 "Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей".

57. Критерием окончания отдельных этапов промывки и всей промывки в целом является стабилизация или уменьшение количества твердых частиц в промывочном растворе.

58. Контроль рабочих параметров раствора при промывке (температура, давление) выполняется приборами щита управления или временно установленными для этих целей по месту приборами в соответствии с рабочей программой эксплуатационной очистки.

59. Полнота удаления масляного шлама из системы определяется при вскрытии какого-либо фланца сливного трубопровода и визуальном осмотре внутренней поверхности трубопровода. Масляный шлам после промывки отсутствует. В случаях возникновения разногласий выполняется анализ на наличие масляного шлама.

60. Необходимость замены или продувки фильтровального материала на сетках маслобака определяется визуально по увеличению перепада высоты промывочной жидкости. Замена или продувка выполняется при перепаде высоты, превышающем 300 мм.

61. В случаях повреждения транспортной тары или поставки ТМС Л со вскрытыми пломбировочными крышками или отсутствия маркировки отбирается из транспортной емкости проба ТМС Л (проба не менее 1,5 кубический дециметр (далее - дм³)). Проба ТМС Л подвергается лабораторным испытаниям для подтверждения соответствия качества ТМС Л, согласно Технического регламента "Требования к безопасности синтетических моющих средств и товаров бытовой химии", утвержденный Постановлением Правительства Республики Казахстан от 4 марта 2008 года № 217 (далее

Технического регламента).

При минимальном объеме контроля определяются:

1) плотность, согласно ГОСТ 22567.5-93 "Средства моющие синтетические и вещества поверхностно-активные. Методы определения концентрации водородных ионов" (далее

ГОСТ 22567.5-93);

2) кислотность (далее

рН), согласно Технического регламента;

3) массовая доля ПАВ, согласно ГОСТ 22567.5-93.

Глава 5. Меры безопасности

62. Универсальные биологически разлагаемые моющие средства ТМС ЛН и ТМС ЛК не имеют класса опасности, пожаро- и взрывобезопасны, водоосновны.

63. При применении ТМС Л соблюдают технику безопасности при работе с растворами щелочей, согласно Правилам техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859).

64. При работе с ТМС Л и промывочным раствором принятие дополнительных мер по технике безопасности не требуется. При попадании препарата на кожу или слизистые оболочки глаз обслуживающему промывку персоналу промывают кожу или слизистые оболочки глаз большим количеством водопроводной воды.

65. Сброс отработанных растворов и сбор протечек ТМС Л осуществляется на очистные сооружения или в специально подготовленные емкости. Сброс ТМС Л и их растворов непосредственно в водоисточники или промливневую канализацию не допускается.

Приложение 11 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике", применяются для использования при выполнении расчетов по определению опасного сближения или схлестывания гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств при коротком замыкании.

2. Методические указания распространяются на расчеты колебаний при коротких замыканиях (далее

КЗ) гибких проводников воздушных линий (далее

ВЛ) и распределительные устройств (далее

РУ) всех классов напряжений.

3. При проверке гибких проводников ВЛ и РУ на возможность их опасного сближения или схлестывания при КЗ необходимо правильно выбрать расчетные условия, то есть наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия, при которых возможно опасное сближение или схлестывание проводников. К расчетным условиям относятся:

1) расчетный вид КЗ;

2) расчетная продолжительность КЗ.

4. Расчетным видом КЗ является двухфазное КЗ согласно Правилам устройства электроустановок, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851) (далее

Правила). В качестве расчетной продолжительности КЗ является суммарное время действия основной защиты электроустановки с гибкими проводниками и полное время отключения выключателя и суммарное время действия резервной защиты и полное время отключения выключателя.

5. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) линия электропередач

один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока;

2) короткое замыкание

электрическое соединение двух точек электрической цепи с различными значениями потенциала, не предусмотренное конструкцией устройства и нарушающее его нормальную работу;

3) воздушная линия электропередачи

устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и прочих).

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Методика расчета по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств

6. Перед расчетом смещений гибких проводников при КЗ, вычисляется значение критерия, характеризующего степень опасности сближения проводников при КЗ. При значении этого критерия больше предельного, проводят расчет.

7. Расчет выполняется в два этапа. На первом этапе вычисляется энергия, которую накапливают проводники пролета за время КЗ. Эта энергия равна работе электродинамических сил. На втором этапе по найденной энергии вычисляются горизонтальные смещения проводников в середине пролета.

8. Если продолжительность КЗ меньше 0,6 периода малых собственных колебаний расчетного маятника, то работа электродинамических сил за время КЗ вычисляется с помощью кривых, полученных путем решения уравнения вынужденных нелинейных колебаний расчетного маятника. Если же продолжительность КЗ больше 0,6 периода малых собственных колебаний расчетного маятника, то работа электродинамических сил за время КЗ вычисляется с помощью других кривых, построенных путем использования закона постоянства полной энергии потенциальной системы.

9. При кратковременных КЗ, когда их расчетная продолжительность не превышает так называемую предельную, смещение проводников вычисляют, не определяя работу электродинамических сил.

10. Упомянутый выше критерий, характеризующий степень опасности сближения проводников при КЗ,

параметр р, кило Ампер в квадрате

секунда/Ньютон (далее - кА²

с/Н), определяется по формуле:

(1)

где

начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ, кило Ампер (далее

кА);

t_откл

расчетная продолжительность КЗ, секунда (далее

с);

q = m_пог g

погонная сила тяжести проводника, Ньютон на метр (далее

Н/м);

m_пог

погонная масса проводника, килограмм на метр (далее

кг/м);

g

ускорение силы тяжести, метр в секунду в квадрате (далее

м/с²);

а

расстояние между осями проводников смежных фаз до КЗ, метр (далее

м);

безразмерный коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей электродинамической силы (график для его определения приведен на рисунке 1 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям, где Т_а

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с).

11. При р

0,4 кА²

с/Н расчет смещений гибких проводников не нужен, так как опасности их чрезмерных сближений нет.

12. На рисунке 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям приведен график, связывающий параметры формулы (1) при

= 1. Кривые t_откл = f (

) при aq = const ограничивают области параметров t_откл и

, при которых расчет смещений проводников не нужен.

13. Если р > 0,4 кА²

с/Н, то сначала определяют предельную продолжительность КЗ

параметр t_пред, с:

(2)

где

частота малых собственных колебаний расчетного маятника, 1/с, где L = 2f/3, м;

L

расстояние от прямой, соединяющей точки крепления проводника одного пролета, до центра масс этого проводника (длина маятника), м;

f

стрела провеса проводника в середине пролета, м;

М = m_пог l

масса проводника пролета, килограмм (далее

кг);

l

длина пролета, м;

расчетная электродинамическая сила при двухфазном КЗ, ньютон (далее

Н).

Последняя вычисляется по формуле:

(3)

где

постоянная составляющая электродинамической нагрузки на проводник в пролете при двухфазном КЗ, Н;

относительная магнитная проницаемость воздушной среды (для воздуха

= 1), Генри /метр ( далее

Гн/м);

₀

магнитная проницаемость вакуума, Гн/м.

14. При t_откл

t_пред горизонтальное смещение проводника при КЗ

параметр s, м, вычисляется по формуле

(4)

где

15. Если вычисленное по формуле (4) значение s оказывается больше стрелы провеса проводника в середине пролета, принимают s = f.

16. При t_пред < t_откл

0,6 (2

/

₀) горизонтальное смещение проводника при КЗ, м, вычисляется по одной из формул:

(5)

где t_пред

предельная продолжительность КЗ, с;

_max

угол максимального отклонения проводника от вертикали, радианы (далее

рад):

_max = arccos (1 -

W_к/Mg L); (6)

энергия, накопленная проводником пролета за время КЗ, Джоуль (далее

Дж), и определяемая с использованием характеристик

W_к/Mg L при двухфазном КЗ графиков согласно рисунку 3 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям,

где _откл

относительная продолжительность КЗ в долях от периода собственных колебаний проводника в пролете:

_откл = t_откл/T₀ = t_откл

₀/2

.

17. При t_откл > 0,6 (2

/

₀) горизонтальное смещение проводника вычисляется по формулам (5), однако входящая в формулы (5) и (6) энергия

W_к, Дж, приближенно оценивается по одной из формул:

(7)

где h

высота подъема проводника над его положением до КЗ, м, которая определяется с использованием характеристики h/a при двухфазном КЗ согласно рисунку 4 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

18. Максимальное сближение проводников (минимальное расстояние между проводниками) вычисляется по формуле

_min = а - 2 (s + r_р), (8)

где s

найденное максимальное горизонтальное смещение проводника в середине пролета от равновесного положения, а для расщепленных фаз

это горизонтальное смещение оси расчетного одиночного проводника с поперечным сечением, равным сумме сечений всех проводников фазы в середине пролета;

r_р

радиус расщепления фазы, м.

19. Влияние гирлянд изоляторов учитывается увеличением погонного веса и стрелы провеса проводников путем замены в приведенных выше формулах массы проводника М "приведенной" массой М_пр

М_пр = М

,

и стрелы провеса f "приведенной" стрелой провеса f_пр

f_пр = f + l_г cos

,

где

коэффициент приведения массы (таблица 1 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям);

l_г

длина гирлянды изоляторов, м;

угол отклонения натяжных гирлянд от вертикали до КЗ, рад.

20. Наличие отводов приближенно учитывается увеличением массы проводников. При этом приведенную массу проводника оценивается по формуле:

м_пр = М

+ М_отв,

где М_отв

масса отводов в пролете, кг.

Глава 3. Определение максимального смещения и максимального сближения проводников при КЗ

21. Максимальное смещение гибких проводников при их раскачивании в условиях двухфазного КЗ определяется по формуле:

у_max = s.

Методика определения s дана выше.

22. Минимальное расстояние между гибкими проводниками при их сближении в условиях КЗ определяется по формуле:

a_min = a - 2 у_max.

23. Соблюдается условие a_min > a_{min доп}, где a_{min доп}

минимально допустимое расстояние между проводниками фаз. a_{min доп} при разных номинальных напряжениях U_ном определяются согласно таблице 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям и Правил.

Глава 4. Рекомендации

24. При определении условий опасных сближений гибких проводников при КЗ сначала по формуле (1) вычисляют значение критерия р. Если р

0,4 кА²

с/Н, то проводники находятся в неопасной зоне и эксплуатируются; если же р > 0,4 кА²

с/Н, то проводники находятся в опасной зоне, то есть возможны пробои изоляционных промежутков между ними и даже схлестывание. В этом случае производят детальный расчет качаний проводников и воздействуют на режимные параметры

и t_откл в отдельности или совместно

Приложение 1 к Методическим указаниям по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств

Модели проводников

В итоге многолетних исследований электродинамической стойкости гибких проводников определились две расчетные модели таких проводников.

Одна из них представляет собой нерастяжимый стержень-маятник на жестком подвесе с массой, сосредоточенной в центре масс проводника в пролете. Вторая

гибкая нить с равномерно распределенной по длине массой, обладающая конечной жесткостью на растяжение, изгиб и кручение.

Расчетные модели, отличные от названных (как правило более сложные, чем схема-маятник), не нашли практического применения и далее подробно не рассматриваются.

Расчетные зоны динамики проводников

В период с момента возникновения КЗ и до его отключения расчетная модель гибкого проводника каждой фазы в виде жесткого стержня (рисунок 1) достаточно полно описывает его движение, и оценки смещений проводников на этом этапе движения оказываются весьма точными, что подтверждается опытными данными.

Рисунок 1. Расчетная модель двух гибких проводников

На рисунке 1 и далее приняты следующие обозначения:

а

расстояние между осями проводников смежных фаз до КЗ, м;

М

масса проводника расчетного пролета, кг;

f

стрела провеса проводника в середине пролета, м;

L

расстояние от прямой, соединяющей точки крепления проводника одного пролета, до центра масс этого проводника (длина маятника), м;

угол отклонения проводника от вертикали, рад;

F_э

электродинамическая сила, Н;

g

ускорение силы тяжести, м/с².

После отключения КЗ проводники сначала движутся по инерции, преодолевая действие силы тяжести и сохраняя при этом в течение некоторого времени, пока имеет место натягивающая проводники сила, форму, близкую к форме плоской гибкой нити, загруженной собственным весом. На этом этапе движения проводников их поведение уже менее точно описывается принятой расчетной моделью, хотя и здесь оценки их смещения оказываются приемлемыми.

Тяжение в проводниках исчезает, когда центры масс проводников оказываются выше точек их крепления к опорам, и центробежные силы оказываются недостаточными для поддержания прежней формы проводников в виде гибкой натянутой нити. На этом этапе движения проводники подобны телам, падающим под действием инерционных сил и сил тяжести. Поэтому расчет смещений проводников с использованием модели в виде маятника здесь невозможен.

При КЗ проводники под действием электродинамических сил отталкиваются друг от друга, а их максимальное сближение имеет место после отключения КЗ, при колебаниях проводников вокруг исходного положения равновесия.

Баланс сил в расчетных зонах

При движении гибких проводников в результате возникшего на ВЛ или в РУ короткого замыкания расчетными нагрузками на расчетный маятник являются (рисунок 2):

а

траектории движения проводников (их центров масс) при большом кратковременном токе КЗ: АВ

участок траектории, который проходит проводник во время КЗ; ВС

участок траектории, который проходит проводник, натянутый действующими на него силами, после отключения тока КЗ; CD

участок траектории, где ненатянутый провод "падает" под действием силы тяжести и инерционных сил; б

траектории движения проводников при малом токе КЗ; F_цб

центробежная сила

Рисунок 2. Траектории движения проводников при КЗ и после него

1) сила тяжести Mg, направленная вертикально вниз и действующая постоянно на всех этапах движения проводников;

2) электродинамическая сила F_э, которая при двухфазном КЗ на линиях с проводниками, закрепленными в одной горизонтальной плоскости, направлена горизонтально и действует до момента отключения тока КЗ;

3) инерционная сила F_ин, направленная противоположно вектору окружного ускорения центра массы проводника в пролете и действующая в периоды, когда проводник натянут и его рассматривают как маятник;

4) инерционные силы, свойственные телам, которые после воздействия нескольких сил двигаются в пространстве в поле силы тяжести: это имеет место на этапе движения гибких проводников, когда они не натянуты.

Приложение 2 к Методическим указаниям по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств

Рисунок 1. Зависимость коэффициента

от t_откл/Т_а

Рисунок 2. Продолжительность КЗ, при которой р = 0,4

Рисунок 3. Характеристики

W_к/Mg L при двухфазном КЗ

Рисунок 4. Характеристики h/a при двухфазном КЗ

Таблица 1

Коэффициент приведения массы

fг/f	Значение коэффициента приведения массы при различных Мг/М
	0,01	0,02	0,05	0,10	0,20	0,50	1,00	2,00	3,00
0,01	1,000	1,000	1,000	1,000	1,001	1,002	1,003	1,005	1,006
0,02	1,000	1,000	1,000	1,001	1,002	1,004	1,007	1,010	1,012
0,05	1,000	1,000	1,001	1,002	1,004	1,010	1,016	1,024	1,029
0,10	1,000	1,001	1,002	1,004	1,008	1,019	1,031	1,048	1,058
0,20	1,001	1,002	1,004	1,008	1,015	1,034	1,059	1,090	1,110
0,50	1,002	1,003	1,008	1,016	1,031	1,071	1,130	1,200	1,250
1,00	1,002	1,005	1,012	1,024	1,048	1,110	1,200	1,330	1,430
2,00	1,003	1,007	1,017	1,033	1,065	1,150	1,290	1,500	1,670
3,00	1,004	1,007	1,019	1,037	1,073	1,180	1,330	1,600	1,820

Примечание: М_г

масса гирлянд (суммарная масса двух натяжных гирлянд у двух опор проводников в пролете или масса одной гирлянды, если на опорах гирлянды подвесные); М

масса проводника в пролете; f_г

провес гирлянд; f

стрела провеса проводника.

Таблица 2

Uном, кВ	amin доп, м
35	0,2
110	0,45
150	0,6
220	0,95
330	1,4
500	2,0
750	3,3
1150	5,4

Приложение 12 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций

1. Настоящая Методика расчет норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения нормативов расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для ремонтов силовых кабельных линий на электростанциях.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) норматив расхода

среднее количество кабеля и кабельной арматуры, необходимое в течение года для производства ремонтов эксплуатируемых кабельных линий;

2) норматив резервного запаса

максимальное количество кабеля и кабельной арматуры, которое имеет дополнительно к работающим, для производства ремонтов и обеспечения непрерывности работы электростанций.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Норматив расхода определяется умножением нормы расхода на протяженность эксплуатируемых линий.

4. Типовые нормы расхода и резервного запаса кабелей и соединительных муфт для тепловых и атомных электростанций, типовые нормы расхода и резервного запаса кабелей и соединительных муфт для гидроэлектростанций и типовые нормы расхода и резервного запаса кабелей и соединительных муфт для гидроэлектростанций приведены в приложениях 1

3 к настоящей Методике.

5. Типовые нормы расхода и резервного запаса рассчитаны для средних условий при квартальных поставках изделий в резерв с учетом действующих минимальных норм заказа кабельной продукции. Если расход изделий и условия пополнения запаса существенно отличаются от принятых в расчет, то разрабатываются местные нормы и нормативы, которые утверждаются вышестоящей организацией.

6. Устанавливаются нормативы для электростанций

силовой кабель с изоляцией из пропитанной бумаги (бронекабели) и арматура к нему для линий до 1 кило Вольт (далее

кВ) и 3

10 кВ, силовой кабель с резиновой и пластмассовой изоляцией и арматура к нему для линий до 1 кВ (3 группы нормативов).

7. Типовые нормы резервного запаса, представленные в приложениях 1

3 к настоящей Методике, рассчитаны на 2 маркоразмера кабеля (соединительных и концевых муфт) для каждой группы нормативов.

8. Пополнение резервного запаса до нормативных значений осуществляется его владельцем, перепись резервного кабеля производится его владельцем, и учитывается в форме "Технический необходимый резерв".

Приложение 1 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций

Типовые нормы расхода и резервного запаса кабелей и соединительных муфт для тепловых и атомных электростанций

Наименование изделий	Единица измерения	Норма расхода	Нормы запаса при общей протяженности линий в эксплуатации, километр (далее км)
			до 20	40	60	80	100	150	200	300	более 300
Кабели до 1кВ	Метр на километр (далее - м/ км)	6	90	50	35	22	18	15	10	6	4
Кабели 6 10 кВ	м/км	8	120	70	45	35	30	25	20	15	10
Муфты соединительные до 1 кВ (комплект)	Штук на километр (далее - шт/км)	0,006	1,5	1,0	0,75	0,5	0,4	0,22	0,18	0,16	0,12
Муфты соединительные 6 10 кВ (комплект)	шт/км	0,2	2,2	1,2	0,9	0,7	0,6	0,4	0,35	0,3	0,25

Приложение 2 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций

Типовые нормы расхода и резервного запаса кабелей и соединительных муфт для гидроэлектростанций

Наименование изделий	Единица измерения	Норма расхода	Нормы запаса при общей протяженности линий в эксплуатации, км
			до 10	20	40	60	более 60
Кабели бронированные и силовые до 1 кВ	м/км	4	200	90	50	32	32
Кабели бронированные 6 10 кВ	м/км	1,2	240	100	60	40	40
Муфты соединительные до 1 кВ	шт/км	0,0012	2,0	1,0	0,5	0,35	0,3
Муфты соединительные 6 10 кВ	шт/км	0,04	2,0	1,0	0,5	0,35	0,3

Приложение 3 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций

Типовые нормы расхода и резервного запаса концевых кабельных муфт

Наименование изделий	Норма расхода, процент (далее - %)	Норма запаса, %, при количестве в эксплуатации, штук (далее - шт.)
		до 100	200	400	600	1000	2000	4000	более 4000
Тепловые и атомные электростанции
Концевые муфты до 1 кВ:
внутренней установки	2,3	45	22	12	10	6,0	4,0	3,0	2,5
наружной установки	1,5	45	21	11	9	5,5	3,5	2,5	2,0
Концевые муфты 3 10 кВ:
внутренней установки	8,5	50	27	18	13	10	10	10	10
наружной установки	2,5	45	22	12	10	6,0	-	-	-
Гидроэлектростанции
Концевые муфты до 1 кВ	0,5	35	18	10	8	5	2,5	1,5	1,1
Концевые муфты 3 10 кВ:
внутренней установки	1,7	45	21	11	9	5,5	3,5	2,5	2,0
наружной установки	0,5	35	18	10	8	5	-	-	-
Электростанции с электрическими сетями
Концевые муфты 20 35 кВ (однофазные комплекты):
внутренней установки	0,4	13	8	4	2,5	-	-	-	-
наружной установки	4,2	18	12	9	7	5	-	-	-
Примечание. Нормы расхода и запаса приведены в % от количества муфт в эксплуатации.

Приложение 13 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

1. Настоящая Методика расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и распространяется на механизированный инструмент (ручные машины), строительно-отделочные машины, вибраторы, ручной строительно-монтажный, слесарный, контрольно-измерительный инструмент, приспособления, применяемые для технического обслуживания и ремонта электрических гидроэлектростанций (кроме капитального ремонта основного энергетического оборудования).

2. Настоящая Методика определяет необходимое количество оснастки для проведения капитального ремонта основного энергетического оборудования гидроэлектростанций и восполнение после одного капитального ремонта.

3. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) капитальный ремонт электрических сетей

ремонт, выполняемый для восстановления первоначальных или близких к первоначальным характеристикам воздушных линий, трансформаторных подстанций, распределительных пунктов распределительных сетей или их составных частей;

2) система нормативов потребности и использования оборудования

взаимосвязанный комплекс норм, нормативных расчетных показателей, применяемых на различных уровнях планирования для определения потребности в оборудования, расчета производственных мощностей к обоснования планов производства продукции (работы), а также для оценки использования оборудования.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

4. В настоящей Методике условно принята потребность на 10 человек ремонтного персонала, так как анализ ответов электростанций на запросы о количестве ремонтного персонала показал, что 8

12 человек

наименьшее количество для образования ремонтного участка.

5. В номенклатуру настоящей Методики включены средства механизации, изготавливаемые серийно и для собственных нужд, конструкторские разработки, а также средства механизации, выпускаемые промышленностью.

Количество оснастки и коэффициент использования определяются на основании эксплуатационных данных.

6. При разработке нормативов потребности были использованы материалы:

1) технологические процессы на ремонт основного оборудования;

2) руководства по ремонту оборудования;

3) нормы времени на ремонт турбинных установок, турбогенераторов;

4) технико-экономические нормативы системы планово-предупредительного ремонта оборудования энергоблоков 200, 300, 500 и 800 мегаватт (далее

МВт);

5) номенклатура средств механизации, выпускаемых промышленностью;

6) срок службы средств механизации и инструмента определен в соответствии с Международным стандартом финансовой отчетности (IAS) 16 "Основные средства" и на основании эксплуатационных данных (2015 год).

7. Нормы потребности в средствах малой механизации - механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций восполнение на один капитальный ремонт определяется для грузоподъемных и транспортных устройств, оборудования для электродуговой и газовой сварки и термообработки металла, приспособлений для ремонта элементов поверхностей нагрева, приспособлений для ремонта трубопроводов, приспособлений для ремонта арматуры, приспособлений для ремонта воздухонагревателей, приспособлений для ремонта вращающихся котельных механизмов, приспособлений для ремонта турбин, приспособлений для ремонта турбинно-вспомогательного оборудования, приспособлений для ремонта турбогенератора, инструмента механизированного ручного пневматического, инструмента механизированного ручного электрифицированного, ручного и режущего инструмента, контрольно-измерительного инструмента и приборов, приборов для дефектоскопии металла, механизмов разного назначения, средств индивидуальной защиты, инвентаря разного назначения по формуле:

(1)

где q

коэффициент использования средств механизации определяется согласно приложениям 1

18 к настоящей Методике;

C

срок службы, определяется согласно приложениям 1

18 к настоящей Методике;

K

количество оснастки на 10 человек ремонтного персонала, определяется согласно приложениям 1

18 к настоящей Методике;

8. Коэффициент использования средств механизации определяется по формуле:

, (2)

где t

время работы средств механизации или инструмента за период ремонта оборудования;

T

время ремонта оборудования.

Приложение 1 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизирован ном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Грузоподъемные и транспортные устройства

Наименование	Количество оснастки на 10 человек (далее - чел.), штук (далее - шт.)	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, штук (далее -шт.)
Блок монтажный грузоподъемностью 1 тонна (далее т)	0,5	0,6	5	0,06
Блок монтажный грузоподъемностью, т:
1,25	0,4	0,6	5	0,05
2,5	0,4	0,6	5	0,05
5,0	0,4	0,6	5	0,05
10,0	0,4	0,6	5	0,05
Блок полиспастный малогабаритный грузоподъемностью, т:
0,5	0,4	0,6	5	0,05
2,0	0,4	0,6	5	0,05
3,2	0,4	0,6	5	0,05
Блок полиспастный грузоподъемностью, т:
5	0,4	0,6	5	0,05
8	0,4	0,6	5	0,05
Домкрат винтовой грузоподъемностью, т:
3	0,16	0,4	2	0,03
5
Домкрат клиновой специальный	0,16	0,4	2	0,03
Домкрат гидравлический грузоподъемностью, т:
10	0,48	0,4	4	0,05
16
50	0,32	0,4	4	0,03
100	0,16	0,4	4	0,02
200	0,16	0,4	4	0,02
Домкрат реечный грузоподъемностью 5 т	0,16	0,4	2	0,03
Зажим для троса диаметром 8; 13; 16; 19; 23 миллиметр (далее мм)	7,2	0,3	1	2,16
Звенья грузоподъемностью 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 т	8	0,4	1	3,2
Коуш 40; 45; 56; 75; 85; 95	8	0,6	1	4,8
Кран подвесной ручной	0,16	0,4	5	0,01
Кран-тележка грузоподъемностью 1 т	0,16	0,5	7	0,01
Лебедка грузоподъемностью 150 килограмм (далее - кг) с пневматическим приводом	0,32	0,6	5	0,04
Лебедка электрическая грузоподъемностью 150 кг
Лебедка грузоподъемностью0,5 т	0,23	0,6	5	0,03
Лебедка штанговая грузоподъемностью 500 кг
Лебедка червячная ручная	0,23	0,6	5	0,03
Лебедка электрическая грузоподъемностью0,5 т
Лебедка электрическая специальная тяговым усилием, тс:
1,5	0,4	0,6	8	0,03
5	0,32	0,6	8	0,02
Лебедка грузоподъемностью 2 т	0,24	0,6	8	0,02
Приспособление для перемещения грузов
Лебедка монтажная	0,32	0,6	8	0,02
Приспособление для перемещения грузов
Лебедка монтажная универсальная	0,32	0,6	8	0,02
Приспособление монтажное
Монтажно-тяговый механизм	0,48	0,8	5	0,08
Обойма полиспастная грузоподъемностью, т
0,5	0,16	0,4	5	0,01
1	0,16	0,4	5	0,01
2	0,16	0,4	5	0,01
5	0,16	0,4	5	0,01
10	0,16	0,4	5	0,01
Приспособление (восьмерка) для подъема деталей массой 300, 800, 1500 и 2500 кг	9,6	0,6	1	5,76
Площадка передвижная регулируемая по высоте	0,16	0,5	5	0,02
Рым-болты	24	0,6	1	14,4
Стропы грузовые канатные для строительства	6,6	0,6	1	3,96
Стропы грузовые канатные универсальные	8	0,6	1	4,8
Таль ручная рычажная	0,8	0,6	3	0,16
Приспособление монтажное	0,3	0,6	3	0,06
Таль ручная цепная грузоподъемностью 1 т	0,3	0,6	3	0,06
Таль ручная червячная грузоподъемностью, т:
1	0,2	0,6	3	0,04
3,2	0,2	0,6	3	0,04
Таль ручная червячная грузоподъемностью, т:
5	0,2	0,6	3	0,04
8	0,2	0,6	3	0,04
Тяговый ручной механизм	0,32	0,6	3	0,06
Тележка ручная грузоподъемностью 1 т	0,3	0,5	4	0,04
Тележка для транспортировки длинномерных материалов	0,3	0,5	4	0,04
Таль электрическая передвижная грузоподъемностью, т:	0,2	0,6	5	0,02
0,5
1	0,2	0,6	5	0,02
Таль электрическая передвижная грузоподъемностью, т:
0,5	0,2	0,6	5	0,02
5	0,2	0,6	5	0,02
Таль электрическая передвижная грузоподъемностью 10 т	0,2	0,6	5	0,02

Приложение 2 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Оборудование для электродуговой и газовой сварки и термообработки металла

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Устройство тиристорное для ограничения напряжения холостого хода сварочных агрегатов: на постоянном токе на переменном токе	4 4	0,9 0,9	3 3	1,20 1,20
Баллоны стальные	18,8	0,9	6	2,82
Блок снижения напряжения холостого хода сварочных трансформаторов	3	0,9	4	0,67
Выпрямитель сварочного тока	1,2	0,9	5	0,22
Выпрямитель сварочный	0,75	0,9	5	0,13
Выпрямитель сварочный многопостовой	0,75	0,9	5	0,13
Выпрямитель сварочный многопостовой	0,75	0,9	5	0,13
Генератор сварочный	0,4	1,0	4	0,1
Генератор сварочный четырехпостовой	0,4	1,0	4	0,1
Генератор ацетиленовый низкого и среднего давления	0,4	1,0	4	0,1
Горелка однопламенная универсальная для ацетилено-кислородной сварки, пайки и подогрева: Г2 Г3	0,7 0,7	0,9 0,9	2 2	0,31 0,31
Горелка пропан-бутановая	1,2	0,9	1,5	0,72
Горелка аргоно-дуговая малогабаритная	1,2	0,9	1	1,08
Воздушно-пропановая горелка	0,7	0,9	1	0,63
Инвертор сварочного тока	1	0,9	3	0,3
Ключ универсальный для газосварщиков и газорезчиков	5	1	2	2,5
Клещи изолирующие	0,7	0,9	2	0,31
Комплект инструмента для электросварщиков	6	1	1	6
Кабели для электросварки	175 м	0,9	3	52,5 м
Провод с резиновой изоляцией	175 м	0,9	3	52,5 м
Полуавтомат сварочный	0,5	0,5	2	0,12
Преобразователь тока сварочный	0,7	0,9	5	0,13
Преобразователь сварочный
Преобразователь тока сварочный	0,7	0,9	2	0,31
Редуктор: ацетиленовый кислородный аргонный	5 5 5	1 1 1	1 1 1	5 5 5
Резак ацетиленокислородный	5	0,9	2	2,25
Резак инжекторный для ручной кислородной резки	5	0,9	1	4,5
Резак ручной воздушно-дуговой Резак воздушно-дуговой	1	1	1	1
Реостат балластный	2	0,9	3	0,6
Реостат для регулирования сварочного тока Регулятор сварочного тока	2	0,9	3	0,6
Реостат балластный малогабаритный	2	0,9	3	0,6
Рукава резиновые для газовой сварки и резки металла	130 м	0,4	1	52
Соединение сварочных кабелей	3	0,9	2	1,35
Тележка-носилки для транспортировки кислородных баллонов	1,2	1	2	0,6
Тележка-носилки для транспортировки баллонов
Трансформатор сварочный для дуговой сварка	3	0,9	5	0,54
Термостат для хранения электродов	0,5	0,6	1	0,3
Электропечь	0,7	0,8	2	0,29
Электрододержатель	8,7	1	2	4,35

Приложение 3 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособления для ремонта элементов поверхностей нагрева

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Машина трубогибочная для труб диаметром 14-42 мм	0,3	0,4	5	0,02
Станок трубогибочный для труб диаметром 22-42 мм
Машина трубогибочная с механическим приводом для труб диаметром 28-60 мм	0,3	0,4	5	0,02
Трубогиб механический для труб диаметром 32-60 мм
Машина трубогибочная с механическим приводом для труб диаметром 76-108 мм	0,2	0,4	5	0,02
Приспособление для зачистки гибов	0,2	0,5	3	0,03
Приспособление для зачистки гибов труб
Приспособление для резки плавников в панели из плавниковых труб.
Приспособление для снятия плавников и фасок труб 32х6	0,2	0,5	3	0,03
Приспособление для вырезки панелей плавниковых труб диаметром 32 мм	0,2	0,5	3	0,03
Приспособление для резки плавниковых труб диаметром 32-50 мм	0,2	0,5	3	0,03
Приспособление для снятия фасок и торцовки труб 51х4, 5 60х3,5 с малым шагом установки	0,2	0,5	3	0,03
Приспособление для отрезки труб диаметром 28; 32; 38 мм от коллекторов	0,2	0,5	3	0,03
Приспособление для обрезки труб коллекторов диаметром 32-60 мм	0,2	0,6	3	0,03
Машина переносная для резки труб диаметром 32-60 мм абразивным диском	0,8	0,5	3	0,13
Переносная машинка для резки труб диаметром 32; 38; 42 мм абразивным диском
Машинка переносная для резки труб диаметром 32; 38; 42 мм
Машинка для резки труб и сортовой стали	0,3	0,5	3	0,05
Труборез переносный	1,1	0,6	3	0,22
Пила маятниковая для резки труб диаметром до 80 мм абразивом	0,5	0,5	5	0,05
Приспособление для механической резки труб диаметром до 108 мм
Труборез переносный
Станок трубоотрезной для труб диаметром 32-108 мм	0,2	0,4	5	0,02
Приспособление для резки труб диаметром 60; 70; 76 мм в топке котла	0,4	0,5	3	0,07
Приспособление для резки сухарей	0,4	0,3	3	0,04
Приспособление для отрезки, снятия фасок и зачистки труб диаметром 28-42 мм	0,4	0,5	3	0,07
Приспособление универсальное для обработки концов труб под сварку и УЗК	1,1	0,5	2	0,28
Фаскосниматель с наружным захватом для труб диаметром 28-42 мм	1,4	0,5	2	0,35
Приспособление для снятия фасок труб диаметром 28; 32; 42; 60 мм
Приспособление для снятия фасок
Станок для снятия фасок труб диаметром 28-83 мм
Фаскосниматель
Фасочник для труб диаметром 28-42 мм
Приспособление для снятия фасок труб диаметром 44,5; 51 мм	0,7	0,5	2	0,18
Машина ручная для снятия фасок и торцовки труб диаметром 51-60 мм	0,7	0,5	2	0,18
Приспособление для снятия фасок на трубах диаметром 60 мм
Фаскосниматель пневматический с внутренним захватом для труб диаметром 57-108 мм	1,4	2	0,5	0,35
Фаскосниматель для труб диаметром 60; 76-108 мм
Комплект приспособлений для торцовки и зачистки труб	0,6	0,5	3	0,1
Приспособление для центровки труб со стяжкой под сварку	1,1	0,7	1	0,77
Центраторы для труб диаметром 25-45 мм	1,4	0,7	1	0,98
Приспособление для центровки труб диаметром 32-60 мм под сварку	1,4	0,7	1	0,98
Струбцины для центровки труб диаметром 28-76 мм	1,4	0,7	1	0,98
Центратор для труб диаметром 51-83 мм	1,4	0,4	1	0,56
Струбцина для центровки труб диаметром 83 мм	1,4	0,4	1	0,56
Приспособление для центровки труб диаметром 25-108 мм	1,4	0,6	1	0,64
Приспособление для обработки отверстий в барабанах	0,3	0,4	3	0,04
Приспособление для обработки отверстий в барабанах котлов
Приспособление для обработки отверстий коллекторов и выборок в барабанах	0,3	0,4	3	0,04
Приспособление для выборки дефектов в сварных швах	0,4	0,3	3	0,04
Приспособление пневматическое для обработки гнезд коллекторов под штуцера диаметром 60х6 мм	0,14	0,4	3	0,18
Установка водовоздушного душирования	0,3	0,8	5	0,05
Заглушка ершовая внутренняя для труб диаметром 32х4, 5 42х5 мм, p = 235 килограмм силы на сантиметр в квадрате (далее - кгс/см2)	11	0,3	2	1,65
Переносная пневматическая ножовка	0,4	0,5	5	0,04

Приложение 4 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособление для ремонта трубопроводов

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Приспособление для газовой резки труб диаметром, мм: 133-159 219-273 325-426 478-530	1,6 1,2 1,2 1,2	0,5 0,5 0,5 0,5	2 2 2 2	0,4 0,3 0,3 0,3
Приспособление для газовой резки труб диаметром 219-426 мм со снятием фаски	0,8	0,5	2	0,2
Приспособление для обработки концов труб диаметром 108-159 мм	1,2	0,5	1,5	0,4
Приспособление для обработки концов трубопроводов диаметром 133-159 мм
Приспособление для обработка концов труб диаметром 219-273 мм	1,2	0,5	1,5	0,4
Приспособление для обработки концов трубопроводов диаметром 190-273 мм
Приспособление для обработки концов труб диаметром 325-426 мм	1,2	0,5	1,5	0,4
Приспособление для обработки концов трубопроводов диаметром 325-377 мм
Приспособление для обработки кромок труб диаметром 108; 133; 159; 168 мм	1,6	0,5	3	0,27
Машина-полуавтомат для гибки труб диаметром 108-159 мм	0,4	0,4	5	0,03
Трубогибочный станок для гибки труб диаметром 133-159 мм
Фаскосниматель с фрезой для труб диаметром 133-159 мм	1,6	0,5	3	0,27
Приспособление для снятия фасок и торцовки труб диаметром 32-159 мм
Приспособление для резки труб диаметром 133 мм	0,8	0,5	3	0,13
Приспособление для резки труб диаметром 159-426 мм	0,8	0,5	3	0,13
Приспособление для центровки и стяжки трубопроводов диаметром, мм: 108-168 219-273 325-426	3,2 3,2 3,2	0,7 0,7 0,7	1 1 1	2,14 2,14 2,14
Приспособление для изготовления закладных колец	3,2	0,7	2	1,07
Вальцы для гнутья подкладных колец	0,8	0,5	3	0,13
Приспособление для зачистки сгибов трубопроводов под УЗК	1,6	0,5	3	0,27
Приспособление для отрезки штуцеров от коллекторов диаметром 219 мм абразивным диском	0,8	0,5	3	0,13
Приспособление для зачистки сварных швов	1,6	0,5	3	0,27

Приложение 5 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособления для ремонта арматуры

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Гидравлический домкрат для извлечения крышек со шпинделем из корпусов задвижек: Dy 100-150 мм Dy 200-300 мм	1,2 1,2	0,6 0,6	2 2	0,36 0,36
Гидравлический домкрат для осадки крышек задвижек: Dy 100-150 мм Dy 200-350 мм	1,6 1,6	0,6 0,6	2 2	0,48 0,48
Домкрат гидравлический специальный грузоподъемностью 18 т для изготовления сальниковых колец для уплотнения штоков арматуры	0,5	0,4	2	0,1
Зенкер конический	1	0,4	2	0,2
Приспособление для вырезки круглых неметаллических прокладок	0,8	0,4	2	0,16
Приспособление для извлечения сальниковых колец из корпусов вентилей Dy 10 мм	0,8	0,6	3	0,16
Приспособление для извлечения штока с сальниковой набивкой из корпусов вентилей Dy 10 мм и Dy 20 мм	0,8	0,4	4	0,08
Станок для притирки посадочных мест задвижек Dy 125 мм и более	0,8	0,5	4	0,1
Приспособление для притирки седел фланцевых вентилей Dy 50 мм	0,8	0,4	2	0,16
Станок для притирки тарелок, клапанов арматуры	0,8	0,4	2	0,16
Приспособление для притирки тарелок арматуры.	0,8	0,4	2	0,16
Приспособление для притирки тарелок, седел и шиберов	0,8	0,4	2	0,16
Приспособление для притирки тарелок задвижек с подъемным механизмом	0,8	0,4	2	0,16
Приспособление для проточки седел вентилей и обратных клапанов Dy 110-225 мм	0,5	0,4	2	0,1
Приспособление для фрезеровки седел бесфланцевых вентилей: Dy 10 мм Dy 20 мм Dy 50 мм	0,4 0,4 0,4	0,5 0,5 0,5	3 3 3	0,07 0,07 0,07
Приспособление для фрезеровки седел фланцевых вентилей: Dy 10 мм Dy 20 мм	0,8 0,8	0,5 0,5	3 3	0,13 0,13
Приспособление для шлифовки и притирки седел регулирующих и дроссельных клапанов Dy 100 мм	0,4	0,6	3	0,08
Приспособление для шлифовки седел вентилей: Dy 10 мм Dy 20 мм	0,8 0,8	0,6 0,6	3 3	0,16 0,16
Приспособление для шлифовки седел бесфланцевых вентилей на месте установки Dy 50 мм	1,4	0,6	3	0,21
Приспособление для шлифовки седел задвижек В-780у Dy 400 мм	0,8	0,6	3	0,16
Приспособление для шлифовки седел корпусов задвижек: Dy 100-200 мм Dy 225-400 мм	0,8 0,8	0,6 0,6	3 3	0,16 0,16
Съемник сальниковых втулок	0,8	0,4	4	0,08

Приложение 6 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособление для ремонта воздухонагревателей

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Захват для выемки пакетов набивки	0,6	0,3	4	0,04
Приспособление для очистки труб воздухоподогревателей	2	0,6	2	0,6
Привод замедленного вращения ротора	0,4	0,4	2	0,08
Приспособление для фрезеровки фланцев ротора	0,7	0,3	2	0,1
Приспособление для выпрессовки и запрессовки цевок на роторах РВП	0,7	0,6	2	0,21
Приспособление для удаления насадок из труб	2	0,3	2	0,3
Стенд для очистки пакетов нагревательной набивки РВП	0,3	0,6	5	0,04
Стенд для сборки пакетов	0,3	0,5	5	0,03
Суппорт для проточки фланцев ротора	0,6	0,4	5	0,05
Струбцины для установки полос радиальных уплотнений	1	0,4	8	0,05
Съемник гидравлический ручной	0,3	0,4	4	0,03
Съемник для выпрессовки колодок	0,7	0,3	4	0,05
Съемник гидравлический для снятия подшипников с верхней опоры РВП	0,3	0,3	4	0,02
Тележка для транспортирования пакетов	0,2	0,4	5	0,02
Устройство для демонтажа подшипников нижней опоры РВП	0,3	0,3	4	0,02
Устройство для снятия внутреннего кольца подшипника с вала РВП	0,3	0,2	3	0,02

Приложение 7 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособление для ремонта вращающихся котельных механизмов

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Автомат для наплавки бил молотковых мельниц	0,5	0,5	5	0,05
Аппарат индукционного нагрева подшипников	0,3	0,4	3	0,04
Дробеструйная установка для зачистки заготовок бил перед наплавкой	0,5	0,5	3	0,08
Приспособление для перебронировки шаровых мельниц	0,5	0,4	5	0,04
Станок для обработки отверстий диаметром 50-70Н7 венцовых шестерен шаровых мельниц Ш-50А и Ш-50	0,5	0,3	3	0,05
Суппорт	1,5	0,4	5	0,12
Скобы для центровки полумуфт	2	0,4	8	0,1
Съемник винтовой трехлопастный	1	0,4	4	0,1
Универсальный съемник для снятия подшипников и полумуфт с валов
Съемник для полумуфт дутьевых и мельничных вентиляторов	1	0,4	4	0,1
Съемник гидравлический грузоподъемностью 50 т	1	0,4	5	0,08

Приложение 8 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособления для ремонта турбин

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Автоматическое приспособление для проточки концевых и диафрагменных уплотнений турбин	0,5	0,4	2	0,1
Балансировочный станок	0,3	0,2	5	0,01
Приспособление для маятниковой проверки роторов
Борштанга	0,5	0,3	5	0,03
Борштанга с упорами
Гидрогайковерт	0,8	0,3	2	0,12
Гидродомкрат для выдавливания заклепок	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление ручное гидравлическое для выдавливания заклепок из дисков паровых турбин
Ключ специальный для предварительной затяжки колпачковых гаек горизонтального разъема обойм уплотнений и диафрагм	0,5	0,1	2	0,03
Крышка защитная на фланцы перепускных труб	0,5	0,4	8	0,03
Крышка внутренняя для клапанов	0,3	0,4	8	0,01
Крышка наружная для клапанов	0,3	0,4	8	0,01
Крышка специальная для маслоохладителя	0,3	0,4	8	0,01
Ложементы для подшипников	0,3	0,4	6	0,02
Ложемент для фальшвала	0,5	0,4	6	0,03
Ложемент для корпусов боковых регулирующих клапанов	0,5	0,4	6	0,03
Ложемент для регулирующих клапанов	0,3	0,4	8	0,01
Маслостанция	0,8	0,3	2	0,12
Пневмогидроусилитель	1,5	0,5	2	0,38
Пневмогидропреобразователь
Нагреватели
Палец для проворота ротора	0,5	0,3	2	0,08
Пресс для разборки роторов турбин	0,3	0,3	2	0,05
Приспособление для выпрессовки болтов муфты РВД и РСД	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление для выпрессовки болтов из полумуфт
Приспособление для осевого сдвига роторов	0,5 0,3	0,3 0,2	3 3	0,05 0,02
Приспособление для снятия фасок в отверстиях дисков роторов турбин	0,5	0,3	5	0,03
Приспособление для фрезерования заплечиков уплотнений
Приспособление для фрезеровки канавки под уплотнение на разъемах цилиндров турбин	0,5	0,2	3	0,03
Приспособление для фрезеровки торцов сегментов уплотнений	0,5	0,3	5	0,03
Приспособление для измерения длины шпилек, подлежащих затяжке с подогревом	0,3	0,1	4	0,01
Приспособление для шлифовки шеек роторов турбин	0,5	0,3	3	0,05
Приспособление для наружного вибрационного хонингования (обработка шеек роторов)
Приспособление для фрезеровки лопаток роторов	0,5 0,3	0,6 0,2	2 3	0,15 0,02
Приспособление для гибких уплотнительных сегментов	0,5	0,1	2	0,03
Приспособление для обработки отверстий муфт
Привод с механической подачей
Приспособление для обработки отверстий полумуфт турбин	0,3 0,5	0,1 0,2	3 2	0,01 0,05
Приспособление для райберовки отверстий муфт	0,5	0,2	2	0,05
Приспособление для расточки отверстий под соединительные болты в полумуфтах турбин и насосов
Приспособление для оживления ротора
Приспособление для проточки цилиндров турбин
Приспособление сверлильно-фрезерное (высверливание шпилек разъемов цилиндров и клапанов)
Приспособление для изгибания бандажей	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление для обработки центрального отверстия ротора	0,3	0,1	2	0,02
Приспособление для зачистки разгрузочных отверстий (при проведении контроля металла)	0,3	0,1	2	0,02
Приспособление для проточки постелей подшипников	0,3	0,3	2	0,05
Приспособление для выборки дефектов в корпусах турбин	0,3	0,4	2	0,06
Пресс эксцентриковый ручной для пробивания бандажной ленты	0,3	0,3	2	0,05
Пресс эксцентриковый с механическим приводом
Приспособление для выпрессовки лопаток из дисков рабочих колес НД турбины	0,5 0,5	0,4 0,2	2 3	0,1 0,03
Приспособление для оттяжки усиков в уплотнениях турбин	0,5	0,4	3	0,06
Приспособление для обработки заплечиков уплотнений и подрезки усов
Приспособление для шлифовки разъемов цилиндров паровых турбин	0,5	0,2	2	0,05
Приспособление для обработки посадочных мест обойм диафрагм и концевых уплотнений ЦВД турбин	0,5	0,4	2	0,1
Приспособление для протягивания пазов в полумуфтах турбин (пружинные полумуфты)	0,3	0,1	2	0,02
Станок для проточки заплечиков сегментов уплотнений	0,3	0,3	5	0,02
Станок для фрезерования углублений на фланцах турбин	0,3	0,2	5	0,01
Станок для проточки уплотнений диафрагм	0,3	0,4	5	0,02
Сверлильная головка для сверления отверстий под штифты в замковых лопатках	0,3	0,4	2	0,06
Устройство для ввода ультразвукового искателя в осевой канал цельнокованых роторов паровых турбин	0,3	0,2	2	0,03
Удлинитель шарнирный к пневмогайковерту	0,5	0,3	8	0,02
Установка для очистки картеров от масла и шлама	0,5	0,5	3	0,08
Установка для удаления грязи и шлама из труднодоступных мест
Универсальный съемник для снятия подшипников и полумуфт	0,5 0,5	0,6 0,6	4 3	0,08 0,1
Установка для чистки лопаточного аппарата	0,3	0,3	2	0,05
Угловое сверлильное приспособление (обработка отверстий в дисках роторов)
Чеканка для уплотнения лопаток на роторах	0,5	0,3	1	0,15

Приложение 9 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособление для ремонта турбинно-вспомогательного оборудования

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Балансировочный станок	0,5	0,2	5	0,02
Балансировочный станок для роторов насосов
Вальцовки телескопические	2,5	0,6	1	1,5
Вальцовки
Вальцовки
Головка выпрессовочная (для выпрессовки конденсаторных трубок и колокольчиков из трубных досок)	1	0,5	2	0,25
Приспособление для выпрессовки трубок
Нагреватель эжекционный	1	0,6	1	0,6
Пистолет эжекционный для механической очистки трубок	1	0,3	1	0,3
Приспособление для отрезки трубок диаметром 16-30 мм	1	0,4	1	0,4
Приспособление для обрезки трубок конденсатора
Приспособление для правки трубок конденсатора	1	0,3	2	0,15
Приспособление для центровки промвала и вала насоса	0,5	0,3	1	0,15
Приспособление для снятия разгрузочного диска	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление для выемки внутреннего корпуса с ротором	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление для кантовки внутреннего корпуса насоса	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление для снятия втулки соединительной муфты с вала насоса	0,5	0,3	4	0,02
Приспособление для притирки торцов рабочих колес насосов	0,5	0,3	2	0,08
Притир торцов рабочих колес	0,5	0,3	2	0,08
Приспособление для снятия подшипников с рабочего колеса	0,5	0,2	4	0,03
Привод с гибким валом трехскоростной (для обработки труб конденсаторов)	1	0,4	1	0,4
Установка для заводки трубок в конденсатор	0,5	0,3	2	0,08
Установка гидравлическая с ручным насосом	0,5	0,4	2	0,1
Съемник	1	0,4	4	0,1

Приложение 10 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приспособление для ремонта турбогенератора

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Гидравлическая прессформа для изготовления гильз роторов турбогенератора	0,7	0,3	5	0,04
Домкрат клиновой	1,3	0,6	2	0,4
Индуктор для нагрева бандажных колец	1	0,5	1	0,5
Ключ с длинной ручкой	1	0,3	3	0,1
Приспособление для измерения воздушного зазора	0,7	0,3	10	0,02
Приспособление для подвески ротора	1,5	0,4	8	0,08
Приспособление для опрессовки газоохладителей (комплект)	0,7	0,3	5	0,04
Приспособление для проточки контактных колец	0,7	0,3	5	0,04
Приспособление для монтажа газоохладителей	0,7	0,2	8	0,02
Приспособление для вентиляционных испытаний соединительных шин	0,7	0,3	8	0,03
Приспособление для испытания концевых выводов на газоплотность	1	0,3	5	0,06
Приспособление для фиксации ротора со стороны контактных колец	0,7	0,3	10	0,02
Пистолет для промывки трубок газоохладителей	0,7	0,4	3	0,09
Приспособление для шабровки разъемов деталей водородных уплотнений	1,3	0,3	5	0,08
Приспособление для вывода и заводки ротора в статор	0,7	0,3	15	0,01
Приспособление (стационарное) для нагрева бандажных колец ротора	0,7	0,3	5	0,04
Приспособление для надевания и снятия бандажного кольца ротора	0,7	0,3	15	0,01
Приспособление для надевания и снятия вентилятора	0,7	0,3	25	0,01
Приспособление для опрессовки изоляции втулки контактных колец	0,7	0,4	6	0,05
Приспособление для шлифовки упорного диска ротора	0,7	0,3	5	0,04
Приспособление для обработки упорных дисков ротора турбогенератора	0,7	0,4	5	0,06
Приспособление для контроля продуваемости цепей ротора (комплект)	0,7	0,3	8	0,03
Приспособление для надевания и снятия контактных колец ротора	0,7	0,3	7	0,03
Приспособление для заводки щита	0,7	0,3	10	0,02
Приспособление для шлифовки контактных колец и упорных гребней ротора турбогенератора	0,7	0,5	3	0,12
Приспособление для обработки упорных гребней ротора
Приспособление для выемки катушек роторов косвенного охлаждения турбогенератора	0,7	0,3	5	0,04
Печь для отжига меди роторных катушек	0,7	0,4	8	0,03
Скоба для проверки шабровки упорного диска	0,7	0,2	3	0,05
Съемник гидравлический для снятия полумуфт роторов и бандажей	0,7	0,2	1	0,14
Станок для резки твердой изоляции (стеклотекстолита толщиной 50 мм)	0,7	0,3	8	0,03
Тележка для кантования газоохладителей	0,7	0,3	8	0,03
Установка для заклиновки и расклиновки пазов ротора турбогенератора	0,7	0,4	3	0,09

Приложение 11 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Инструмент механизированный ручной пневматический

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Гайковерт ручной пневматический прямой	0,2	0,5	1,5	0,07
Машина ручная резьбонарезная пневматическая	0,08	0,5	1,5	0,03
Машина ручная сверлильная пневматическая прямая	0,36	0,5	1,5	0,12
Машина ручная шлифовальная пневматическая прямая	0,64	0,5	1,5	0,21
Машина ручная шлифовальная пневматическая торцевая	0,64	0,5	1,5	0,21
Молоток отбойный	0,36	0,6	1,5	0,14
Ножницы ручные пневматические вырубные	0,12	0,5	1,5	0,04
Распылитель пневматический	0,08	0,6	1,5	0,03
Рукава резиновые напорные	60 м	1,0	1	60 м
Удлинитель шарнирный к пневмогайковерту	0,2	0,5	1,5	0,07

Приложение 12 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Инструмент механизированный ручной электрифицированный

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Автомат для отключения напряжения холостого хода преобразователя питания электрифицированного инструмента	1,2	0,9	2	0,54
Кабель гибкий с резиновой изоляцией	10 м	1,0	1	10 м
Машина ручная сверлильная электрическая	0,56	0,5	1,5	0,19
Машина ручная шлифовальная электрическая прямая	0,32	0,5	1,5	0,11
Машина ручная шлифовальная электрическая с гибким валом	0,24	0,5	1,5	0,08
Ножницы	0,24	0,5	3	0,04
Преобразователь частоты тока	0,48	0,5	2	0,12
Соединение штепсельное трехполюсное электрическое	1,52	1,0	-	1,52
Устройство защитно-отключающее электрическое	0,14	0,97	2	0,07

Приложение 13 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Ручной и режущий инструмент

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Бородки слесарные	0,8	0,8	0,5	0,13
Воротки для инструмента	1	0,8	1,5	0,5
Воротки для круглых плашек	1	0,8	1,5	0,5
Втулки переходные с пазом для крепления инструментов клином	0,9	1	1	0,9
Втулки переходные для крепления инструментов с коническим хвостовиком	0,9	1	1	0,9
Дрель ручная	0,4	0,5	1	0,2
Зубила с двухсторонней заточкой к пневматическим молоткам	0,4	0,6	0,5	0,12
Зубила слесарные	4	0,5	0,5	1
Кувалды кузнечные	0,7	0,8	2,0	0,28
Кувалда свинцовая	0,2	0,5	1,0	0,1
Кернер	1,5	0,8	0,5	0,6
Крейцмейсель	0,5	0,5	0,5	0,5
Ключи гаечные с открытым зевом:
односторонние	5	0,9	1	4,5
двусторонние	5	0,9	1	4,5
Ключи "Звездочка" S = 32-160 мм	0,5	0,7	1	0,35
Ключи гаечные кольцевые двусторонние коленчатые	1	0,4	2	0,2
Ключи гаечные комбинированные	1	0,4	2	0,2
Ключи гаечные торцовые	1	0,5	1,5	0,3
Ключи трещоточные	0,8	0,2	2	0,08
Ключи трубные ценные	0,2	0,5	2	0,5
Ключи гаечные с открытым зевом односторонние укороченные	1	0,5	1,5	0,3
Ключи торцовые	0,4	0,5	2	0,1
Ключи гаечные разводные	0,4	0,3	2	0,06
Ключи для круглых шлицевых гаек	0,4	0,5	2	0,1
Ключи трубные рычажные	0,6	0,4	1,5	0,16
Ключ трубный	0,5	0,5	2	0,12
Клейма ручные буквенные и цифровые (комплект)	0,3	1	1	0,3
Ключи гаечные торцовые с внутренним шестигранником односторонние	0,2	0,2	3	0,01
Ключи гаечные торцовые с внутренним шестигранником двусторонние	0,2	0,2	3	0,01
Круглогубцы	0,4	0,5	1,5	0,13
Кусачки торцовые	0,4	0,4	1,5	0,1
Круги шлифовальные	4	-	-	4
Круги отрезные	6	-	-	6
Лом стальной строительный	0,8	0,7	1,5	0,37
Молоток слесарный	4	0,8	2	1,6
Метчик регулируемый	0,3	0,8	1	0,24
Метчики машинно-ручные	7	-	-	7
Метчикодержатель	0,6	0,9	1	0,54
Напильники: плоские круглые трехгранные квадратные полукруглые	8 3 3 2 2	- - - - -	- - - - -	8 3 3 2 2
Надфили	3	-	-	3
Нож монтерский	0,5	0,8	1	0,4
Набор монтерского инструмента	1	0,8	1	0,8
Ножницы ручные для резки металла	0,5	0,8	2	0,2
Отвертка слесарно-монтажная	3	0,6	1	1,8
Оправка конусная	0,2	0,8	1	0,16
Пассатижи	1	0,8	1	0,8
Пилы круглые плоские для распиловки древесины	0,1	0,6	0,5	0,12
Плашка регулируемая	0,3	0,8	1	0,24
Плашки круглые	3	-	-	3
Плашкодержатель	0,6	0,9	1	0,54
Плоскогубцы	0,5	0,6	1,5	0,2
Плоскогубцы комбинированные	1	0,6	1,5	0,4
Полотно ножовочное для металла	30	-	-	30
Рамка ножовочная ручная	1	0,8	2	0,4
Развертка ручная цилиндрическая	4	-	-	4
Резцы токарные прорезные и отрезные из быстрорежущей стали	2	-	-	2
Резцы отрезные	2	-	-	2
Сверла спиральные	8	-	-	8
Стамески плоские и полукруглые	0,1	0,3	1	0,03
Тиски ручные	0,3	0,9	3	0,09
Тиски слесарные с ручным приводом	0,3	0,9	3	0,09
Фрезы концевые	1	-	-	1
Фрезы торцовые	1	-	-	1
Циркуль разметочный	0,5	0,9	3	0,15
Чеканка слесарная	0,8	0,5	1,5	0,21
Чертилка	1,5	0,8	2	0,6
Шаберодержатель с пластинами	1	0,9	1	0,9
Шабер ручной	1	0,9	1	0,9
Шабер специальный для заострения уплотнительных гребней	1	0,9	1	0,9
Выколотка медная	5	-	-	5

Приложение 14 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Контрольно-измерительный инструмент и приборы

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Виброграф	0,1	0,2	3	0,01
Вискозиметр	0,1	0,2	3	0,01
Газоанализатор	0,1	0,4	3	0,01
Глубиномер микрометрический	0,5	0,5	5	0,05
Измеритель вибрационных параметров	0,1	0,5	2	0,03
Индикатор многооборотный с ценой деления 0,001 и 0,002 мм	0,1	0,2	5	0,01
Индикатор часового типа с ценой деления 0,01 мм	0,5	0,5	5	0,05
Клещи электроизмерительные	0,2	0,4	5	0,02
Комплект измерительных приборов: амперметр, вольтметр, ваттметр, блок трансформаторов, переключатели	0,4	0,2	5	0,02
Кронциркуль	0,2	0,5	2	0,5
Линейка измерительная металлическая длиной, мм 200 400 500 600 1000	0,4 0,4 0,4 0,3 0,3	0,5 0,5 0,5 0,5 0,5	2 2 2 2 2	0,1 0,1 0,1 0,08 0,08
Линейка поверочная	0,2	0,5	2	0,05
Лупа складная	0,3	0,5	7	0,02
Манометр дифференциальный	0,2	1,0	0,5	0,4
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры	0,3	1	0,5	0,6
Манометры абсолютного давления и мановакуумметры
Меры длины концевые плоскопараллельные (набор)	0,2	0,8	1	0,16
Метр складной металлический	2	0,5	1	1,0
Микрометр рычажный	0,4	0,3	2	0,06
Микрометр с ценой деления 0,01 мм	1	0,5	4	0,12
Мост двойной	0,1	0,3	5	0,01
Набор плоскопараллельных плиток	0,1	0,2	2	0,01
Нутромер индикаторный	0,2	0,5	3	0,03
Нутромер микрометрический	0,4	0,5	3	0,07
Плиты поверочные и разметочные, мм: 400х400 630х400 1000х630	0,1 0,1 0,2	0,5 0,5 0,5	10 10 10	0,01 0,01 0,01
Прибор балансировочный измерительный	0,1	0,2	3	0,01
Прибор для вибрационных испытаний рабочих лопаток турбин	0,1	0,5	3	0,02
Потенциометр	0,2	0,8	2	0,08
Призмы поверочные, разметочные	0,1	0,2	-	0,1
Рулетка измерительная металлическая	0,2	0,7	1	0,14
Секундомер механический	0,1	0,5	3	0,02
Скобы с отсчетным устройством	0,2	0,4	3	0,03
Стойки и штативы для измерительных головок	0,3	0,5	5	0,03
Тахометр	0,1	0,5	5	0,01
Термопара	0,5	0,9	1	0,45
Угломер с нониусом	0,2	0,5	3	0,03
Угольник поверочный 90	0,6	0,5	3	0,1
Уровень контрольный	0,2	0,5	3	0,03
Уровень рамный и брусковый	0,4	0,5	3	0,07
Уровень с микрометрической подачей ампулы	0,1	0,5	2	0,02
Шаблон резьбовой (комплект)	0,2	0,5	3	0,03
Штангенглубиномер	0,1	0,2	3	0,01
Штангенрейсмасс	0,1	0,5	3	0,02
Штангенциркуль	2	0,5	5	0,2
Щупы (набор)	1	0,5	1	0,5
Щуп клиновой	0,3	0,5	2	0,08

Приложение 15 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Приборы для дефектоскопии металла

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Аппарат рентгеновский	2	0,5	5	0,2
Дефектоскоп высокочастотный для обнаружения трещин в металле	2	0,5	2	0,5
Дефектоскоп магнитографический	2	0,5	5	0,2
Дефектоскоп ультразвуковой	2	0,2	3	0,13
Магнитометр феррозондовый	3	0,8	5	0,05
Прибор для измерения трещин	2	0,3	2	0,3
Прибор для измерения толщины стенок у труб	2	0,3	2	0,3
Стилоскоп	2	0,5	5	0,2

Приложение 16 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Механизмы разного назначения

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Выпрессовочная головка	0,2	0,6	4	0,03
Динамометр общего назначения	0,08	0,6	4	0,01
Пресс-ножницы малогабаритные для резки листового металла толщиной до 10 мм	0,1	0,6 .	5	0,01
Приспособление для гибки труб листового и сортового проката	0,05	0,3	10	0,001
Приспособление сверлильно-фрезерное	0,25	0,5	4	0,03
Станок настольный сверлильный
Станок переносный сверлильно-фрезерный
Станок точильно-шлифовальный	0,2	0,5	3	0,03
Станок точильный двухсторонний	0,2	0,5	3	0,03

Приложение 17 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Средства индивидуальной защиты

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Галоши и боты диэлектрические	1,8	0,8	1	1,44
Каска строительная,	10	0,8	1	8
Ковер резиновый диэлектрический	1,8	0,8	3	0,48
Очки газосварщика	4	0,8	1	3,2
Очки защитные	2,4	0,8	1	1,92
Перчатки резиновые	1,4	-	-	1,4
Перчатки резиновые диэлектрические	1,4	-	-	1,4
Пояс предохранительный монтерский для воздушных линий электропередачи	1,8	0,8	1,5	0,96
Респиратор	4	1,0	2	2
Рукавицы специальные	10	0,9	1	9
Сапоги резиновые	0,5	0,3	0,5	0,3
Светильник ручной переносный (12 В)	1,6	0,8	1	1,28
Стекла для сварщиков	4	1,0	1	4
Установка водовоздушного душирования	0,1	0,6	4	0,02
Щитки защитные лицевые для электросварщиков	1,2	1	1	1,2

Приложение 18 к Методике расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций

Инвентарь разного назначения

Наименование	Количество оснастки на 10 чел., шт.	Коэффициент использования	Срок службы, год	Восполнение на один капремонт, шт.
Аптечка	0,2	1,0	1	0,2
Брусок шлифовальный	1,8	1,0	-	1,8
Ведро	0,6	1,0	1	0,6
Верстак слесарный	1	1	5	0,2
Вилки, розетки	0,68	1,0	-	0,68
Воронка	0,2	0,8	1	0,16
Горн переносный ручной	0,4	0,5	1	0,2
Ерш	1,14	0,2	0,5	0,45
Замок висячий	0,2	1,0	1	0,2
Заглушка	0,24	0,6	1	0,14
Иглы швейные ручные	2	1,0	-	2
Игла бандажировочная	0,5	0,9	-	0,45
Канат стальной	30 м	0,2	-	6
Клин деревянный	5	-	-	5
Кисти и щетки малярные	1,2	-	-	1,2
Киянка деревянная	0,7	0,5	0,5	0,7
Контейнер для хранения бригадного инструмента	1	0,8	4	0,2
Круг войлочный для обработки металлических изделий	0,63	0,8	1	0,5
Лопата	0,4	0,5	1	0,2
Лампа паяльная	0,2	1	2	0,1
Мелок отметочный	10	0,5	-	5
Молоток-гвоздодер	0,25	0,5	1	0,13
Наковальня стальная	0,08	0,5	10	0,004
Ножницы портняжные	0,32	0,3	1	0,09
Отвес строительный	0,7	0,5	2	0,18
Пульверизатор	0,13	0,3	3	0,01
Приспособление крепежное для резиновых рукавов	0,2	0,2	1	0,04
Стеклорез	0,25	0,8	1	0,2
Стетоскоп	0,2	0,6	3	0,04
Топор плотничный	0,84	0,5	1	0,42
Фонарь карманный электрический	1	0,5	-	0,5
Шило монтерское	0,2	0,3	1	0,06
Шкурка шлифовальная тканевая	10 м	-	-	10 м
Шкурка шлифовальная бумажная	10 м	-	-	10 м
Шприц смазочный штоковый	0,2	0,8	1	0,16

Приложение 14 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт (далее

кВ) (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

Методические указания содержат основные положения по применению на подстанциях и в открытых распределительных устройствах (далее

ОРУ) электрических станций 330-1150 кВ неполнофазных режимов работы автотрансформаторов (трансформаторов) и шунтирующих реакторов, выполненных в виде трехфазных групп из однофазных единиц.

2. Методические указания предназначены для персонала проектных, научных и эксплуатационных организаций в области электроэнергетики. При проектировании подстанций они применяются только при выборе отдельных конструкций ОРУ и его заземляющего устройства, при выборе схемы управления коммутационными аппаратами и аппаратуры релейной защиты с целью обеспечения возможности применения таких режимов.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) неполнофазный режим

режим, возникающий при отключении (или включении) не всеми фазами сторон высшего напряжения (далее - ВН) или среднего напряжения (далее - СН).

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

4. Рекомендуемые настоящими Методическими указаниями мероприятия подготавливаются заранее (до использования неполнофазных режимов), так как эти режимы возникают неожиданно в процессе переключений в электрических установках или действий устройств релейной защиты и автоматики.

5. В указанном ниже объеме действий персонала предусматриваются работы по осуществлению неполнофазного режима, определяемого наихудшими условиями его реализации.

6. Основной целью применения неполнофазных режимов работы автотрансформаторов (далее - AT) и шунтирующих реакторов (далее - ШР) в электрических сетях напряжением 330-1150 кВ является сохранение в эксплуатации надежности электроснабжения потребителей при выводе в ремонт планового и послеаварийного фаз оборудования.

7. Применение неполнофазных режимов работы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов предназначено для подстанций (далее - ПС) 330, 500, 750 и 1150 кВ с трехфазными группами из однофазных единиц оборудования.

8. В настоящих Методических указаниях приводится порядок определения:

1) параметров несимметрии и условий, ограничивающих применение таких режимов;

2) перегрузки генераторов электростанций, опасных и мешающих влияний на линии связи, возможности перекрытия и горения дуги на искровых промежутках, шунтирующих гирлянды изоляторов тросов, настройки релейной защиты и автоматики, электробезопасности и термической стойкости заземляющих устройств;

3) возможности применения симметрирования возникших несимметричных режимов путем пофазного изменения коэффициентов трансформации автотрансформаторов;

4) дополнительных мероприятий по обеспечению защиты от повышений напряжений оборудования подстанции и линий.

9. При разработке мероприятий, обеспечивающих применение неполнофазных режимов работы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, рассматриваются нормальные, послеаварийные и ремонтные схемы работы электрической сети и изменение схем ПС при оперативных и аварийных переключениях на данной и соседних по сети подстанциях.

10. Длительность неполнофазных режимов работы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов составляется несколькими часов (при замене резервной фазы) и несколькими месяцами (при заводском ремонте поврежденной фазы и отсутствии резервной).

11. При оценке допустимости неполнофазного режима работы автотрансформатора или шунтирующего реактора рассчитываются параметры несимметрии на подстанции, где установлено оборудование и вдоль линий, отходящих от нее, и сравниваются с их ограничениями по условиям работы генераторов, влияния на сближенные с воздушными линиями (далее

ВЛ) сверхвысокого напряжения (далее - СВН) или пересекаемые линии связи, надежности работы релейной защиты, электробезопасности и термической стойкости заземляющих устройств (далее - ЗУ) распределительных устройств подстанций.

12. Возможное изменение качества электроэнергии, параметры несимметрии и дополнительные потери мощности и электроэнергии для сетей, смежных с сетями предприятия, применяющего неполнофазный режим работы автотрансформатора или шунтирующего реактора, согласовываются с их владельцами и оговариваются в соответствующих пунктах договоров о расчетах за электроэнергию.

Глава 2. Определение параметров несимметрии при неполнофазных режимах работы автотрансформаторов (трансформаторов) и шунтирующих реакторов

13. Для применения неполнофазных режимов работы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов выполняется:

1) составляется первичная расчетная схема фрагмента электрической сети вокруг подстанции с автотрансформатором или шунтирующим реактором, который работает с неполным числом фаз.

Границы фрагмента применительно к шунтирующему реактору определяются подстанциями, присоединенными к противоположным концам линий электропередачи, отходящих от рассматриваемой подстанции. Применительно к автотрансформатору

подстанциями и РУ электрических станций, подключенных к противоположным концам линий, отходящих от рассматриваемой подстанции или распределительного устройства (далее

РУ) электростанций;

2) в расчетной схеме принимается наименьшее (по условиям работы энергосистемы в период применения неполнофазных режимов работы автотрансформатора или шунтирующего реактора) количество автотрансформаторов, генераторов и воздушных линий.

При длительном существовании неполнофазного режима рассматривают схемы, в которых отключают поочередно отдельные линии, автотрансформаторы или генераторы электростанции, примыкающие к подстанциям с оборудованием, работающим в неполнофазном режиме, и имеющие наименьшее из них продольное индуктивное сопротивление;

3) для принятого фрагмента сети составляется расчетная схема замещения. Часть за границами расчетного фрагмента электрической сети, примыкающая к граничным подстанциям, представляется эквивалентными индуктивными сопротивлениями прямой, обратной и нулевой последовательностей, определенными при расчете короткого замыкания (далее

КЗ) на подстанциях и электродвижущей силы (далее

ЭДС), равными (по модулю) наибольшему рабочему напряжению,

по прямой последовательности.

При составлении схем замещения используются паспортные значения электрических параметров шунтирующего реактора или автотрансформатора (с учетом положения переключателя регулирование под нагрузкой (далее

РПН)) и расчетные значения параметров для воздушных линий;

4) расчет токов и напряжений при неполнофазных режимах работы автотрансформатора или шунтирующего реактора в неразветвленной сети выполняется аналитическим способом, используя соотношения, приведенные согласно таблице 3 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям. Z₁, Z₂, Z₀

эквивалентные сопротивления схемы относительно выводов разрыва цепи по прямой, обратной и нулевой последовательностям соответственно, Е₁-эквивалентная ЭДС сети относительно этих выводов по прямой последовательности, полученная путем последовательно-параллельного свертывания схемы замещения.

При обратном развертывании схемы замещения получают распределение токов и напряжений по ее элементам

для разветвленных схем сети и сложных несимметричных режимов и при применении симметрирования расчет режима работы сети при неполнофазном режиме работы автотрансформатора или шунтирующего реактора по составленной схеме замещения выполняется вручную, или по программам для электронно-вычислительных машин, описанным в приложении 1 к настоящим Методическим указаниям.

14. При расчетах определяют токи и напряжения по фазам и по последовательностям:

1) в начале и конце, в отдельных случаях и в промежуточных точках линий, прежде всего отходящих от подстанции с неполно-фазным режимом работы оборудования;

2) в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений автотрансформаторов (трансформаторов);

3) на выводах генераторов.

15. Определяются токи через нейтрали автотрансформаторов (трансформаторов) и шунтирующих реакторов подстанций в границах расчетной схемы.

16. До применения неполнофазных режимов работы оборудования измеряются значения параметров несимметрии для элементов схемы, которые вызывают ограничение возможности применения режимов - токи и напряжения нулевой и обратной последовательностей в начале и конце отходящих линий, токи и напряжения обратной последовательности на выводах ближайших генераторов.

Измерения токов и напряжений по всем последовательностям производятся с помощью прибора анализа качества электроэнергии, подключаемого во вторичных цепях измерительных трансформаторов. Измеренные значения среднеквадратично (корень квадратный из суммы квадратов) складываются с расчетными значениями для соответствующих последовательностей при применении неполнофазных режимов работы оборудования. Полученные расчетные значения параметров несимметрии используются для дальнейшего анализа ограничения и настройки релейной защиты.

Глава 3. Способы снижения несимметрии в электрической сети режимах работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

17. Когда применение неполнофазных режимов работы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов ограничено или исключено тем, что параметры возникающей при этом несимметрии превышают допустимые значения, применяются способы симметрирования режимов линий и электрических сетей:

1) пофазное изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов;

2) перевод в неполнофазный режим шунтирующих реакторов.

18. Перевод в неполнофазный режим работы шунтирующих реакторов применяют для симметрирования режима сети с неполнофазным включенным автотрансформатором, если пофазное изменение коэффициентов трансформации недостаточно или невозможно из-за ненадежности РПН автотрансформатора. При неполнофазном режиме работы шунтирующего реактора способ применяется на подстанции на противоположном конце линии.

19. Симметрирование на удаленных подстанциях применяется для снижения токов обратной и нулевой последовательностей вдоль линии между данной подстанцией и подстанцией с неполнофазным режимом работы оборудования.

20. Путем пофазного регулирования коэффициента трансформации в технически возможных пределах регулирования РПН неполнофазно включенного автотрансформатора снижаются значения параметров несимметрии на 15 - 25% при его максимальной нагрузке. При этом для снижения тока нулевой последовательности в линии и в автотрансформаторе и несимметрии напряжения на стороне ВН коэффициент трансформации (с СН на ВН) увеличивается на отстающей от отключенной фазе или уменьшается на опережающей.

21. Для уменьшения тока и напряжения обратной последовательности в линии сверхвысокого напряжения и напряжения обратной последовательности на обмотке среднего напряжения автотрансформатора производится обратное изменение коэффициентов трансформации согласно пункту 19 настоящих Методических указаний.

22. Для снижения на 30-35% напряжений обратной последовательности на выводах обмоток применяется одинаковое снижение коэффициентов трансформации (с ВН на СН) на обеих включенных фазах автотрансформатора, работающего в неполнофазном режиме.

23. При неполнофазном режиме работы шунтирующего реактора симметрирование осуществляется путем пофазного изменения коэффициентов трансформации автотрансформаторов на той же подстанции в зависимости от длины отходящих линий и мощности подпитки короткого замыкания в этой точке со стороны примыкающих энергосистем. Это снижает токи и напряжения обратной и нулевой последовательности на 25 - 50%.

24. При изменении коэффициентов трансформации только на фазе, где шунтирующий реактор отключен, напряжения и токи по последовательностям с обеих сторон автотрансформатора изменяются встречно, при уменьшении параметров несимметрии со стороны обмотки высокого напряжения они повышаются со стороны обмотки среднего напряжения и наоборот.

25. Для снижения значений параметров несимметрии со стороны обмотки высокого напряжения при несколько меньшем повышении со стороны обмотки среднего напряжения рекомендуется увеличить коэффициенты трансформации в его включенных фазах. При этом во включенных фазах напряжения со стороны обмотки среднего напряжения снижаются, а высокого - повышаются.

При отключении двух фаз шунтирующего реактора при симметрировании пофазным регулированием коэффициентов трансформации закономерности изменения параметров несимметрии по фазам и последовательностям аналогичны изложенному выше.

26. Для симметрирования режимов электрической сети при неполнофазном режиме работы автотрансформатора используется неполнофазное включение установленного в этой точке шунтирующего реактора путем отключения одной его фазы в фазах сети с включенными фазами автотрансформатора. Это снижает на 15 - 25% напряжение и ток обратной последовательности в этой точке сети.

Глава 4. Указания по обеспечению рабочих режимов электрической сети при неполнофазной работе автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

Параграф 1. Указания по обеспечению условий работы генераторов
электростанций и приемников электроэнергии при неполнофазных режимах работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

27. Перед применением неполнофазных режимов работы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов на данной подстанции проверяются допустимость возникающей несимметрии токов и напряжений, прежде всего по значению тока обратной последовательности на выводах генераторов близлежащих электростанций.

28. Допускается длительная работа с неравенством токов в фазах, не превышающим 12% номинального для турбогенераторов и 20%

для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20% при мощности генератора 125 мега Вольт Ампер (далее - MB

А) и ниже и 15%

при мощности свыше 125 MB

А.

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%.

В соответствии с существующими заводскими инструкциями значения токов обратной последовательности менее 5%

для турбогенераторов и 10%

для гидрогенераторов не являются опасными при их длительной работе.

29. Расчеты значений параметров несимметрии производятся при минимальном и максимальном числе включенных генераторов электростанции на период использования неполнофазного режима работы оборудования и по этим данным строятся зависимости значений параметров несимметрии от числа включенных генераторов для нормальной и ремонтных схем сети.

30. Полученные параметры несимметрии сравниваются с ограничениями, согласно пункта 28 настоящих Методических указаний и определяется минимальное число генераторов и максимальная нагрузка, допустимые по условиям работы генераторов при несимметричных режимах работы автотрансформатора или шунтирующего реактора.

31. При расчете токов обратной последовательности в турбогенераторах для большей точности и снижения расчетных токов в этой цепи генераторы в расчетной схеме замещения учитываются индуктивным сопротивлением обратной последовательности, равным примерно 1,22 сверхпереходного сопротивления X"_d.

В остальных случаях принимается равенство сверхпереходного сопротивления и сопротивления обратной последовательности.

32. Если ток обратной последовательности или различие фазных токов превышают допустимый для генераторов уровень, то рассматриваются способы их снижения:

1) увеличение индуктивного сопротивления цепи между местом неполнофазного включения оборудования и генераторами;

2) снижение индуктивного сопротивления остальной части сети относительно места неполнофазного включения оборудования путем включения параллельных линий и автотрансформаторов, в том числе и на удаленных подстанциях;

3) снижение коэффициентов трансформации автотрансформаторов в указанной выше части сети во всех трех фазах;

4) симметрирование нормального режима путем пофазного регулирования коэффициентов трансформации автотрансформаторов в месте неполнофазного включения оборудования;

5) увеличение количества параллельно работающих генераторов.

33. Если при неполнофазном включении автотрансформатора, согласно пункту 32 настоящих Методических указаний, указанными мероприятиями окажется невозможным снижение значений параметров несимметрии до требуемых, производится снижение передаваемой через него активной мощности.

34. Для генераторов электростанций ограничение работы контролируется по току обратной последовательности по формуле:

(1)

где t

время, секунд (далее

сек.):

А

постоянная величина, зависящая от типа генератора;

I₂

ток обратной последовательности в долях от номинального тока генератора.

35. Для приемников электроэнергии I и II категории, присоединенных к шинам подстанции с неполнофазным режимом работы оборудования или смежных с ней, значения коэффициентов по обратной и нулевой последовательностям напряжения непосредственно на шинах потребителя не превышают нормально (с вероятностью 0,95 в течение каждых суток) 2% и максимально (остальная часть суток) 4%. При неполнофазном режиме работы автотрансформатора допускаются коэффициенты по обратной и нулевой последовательностям напряжения 4%

нормально и 6%

максимально. При наличии в составе потребителя синхронных машин показатели несимметрии и их допустимость для них определяют согласно пункту 28 настоящих Методических указаний.

Параграф 2. Указания по ограничению влияния на линии связи, сближенные с ВЛ СВН неполнофазных режимов работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

36. При решении вопроса о применении неполнофазного режима работы автотрансформатора или шунтирующего реактора оценивается влияние на линии связи (далее - ЛС), сближенные или пересекающие ВЛ СВН, связанные с местом включения этого оборудования.

37. Ограничивающими факторами являются продольные ЭДС на проводах цепей линии связи, индуктируемые токами несимметрии, протекающими вдоль ВЛ СВН кратковременно при однополюсных коротких замыканиях и длительно при неполнофазном режиме работы оборудования.

Допустимость такого режима для ЛС определяется по опасным влияниям (далее - ОВ) для персонала и оборудования индуктированной продольной ЭДС в проводах ЛС на длине гальванически неразделенного участка сближения. Их кратковременно допустимые значения составляются для воздушных ЛС с деревянными опорами при однополюсном коротком замыкании и времени отключения поврежденного участка до 0,15 сек. - 2000 Вольт (далее

В), до 0,3 сек.

1500 В, до 0,6 сек.- 1000 В и до 1,2 сек. и выше - 750 В.

Длительно допустимое значение ОВ при неполнофазном режиме работы оборудования зависит от конструкции ЛС и длительности несимметричного режима и составляет при длительности менее и более 2 часов. соответственно:

1) для ЛС с деревянными опорами и с железобетонными приставками

120 и 60 В;

2) для ЛС с железобетонными опорами

70 и 36 В;

3) для кабельных линий - 70 и 36 В.

38. Нормируется допустимое значение напряжения шума, определяемое как разность индуктированных напряжений на паре проводов, подходящих к зажимам телефонного коммутатора или аппарата, которая не превышает 1,5 милли Вольт (далее

мВ).

39. При переводе ВЛ СВН в длительный неполнофазный режим работы оборудования ее обслуживающий персонал уведомляет персонал эксплуатационно-территориального управления связи и эксплуатационного технического узла связи (далее - ЭТУС), отвечающего за работу сближенных ЛС.

40. Кратковременные ОВ на сближенные линии связи ВЛ СВН, связанной с неполнофазно включенным автотрансформатором или шунтирующим реактором, будут не выше допустимых.

41. Длительные ОВ определяются током в земле, протекающим вдоль ВЛ при неполнофазном режиме работы связанного с ней автотрансформатора или шунтирующего реактора и равным утроенному току нулевой последовательности I0.При изолированных и односторонне заземленных на анкерных участках грозозащитных тросах длительные ОВ U_дов на сближенных с линией СВН линиях связи определяется:

U_дов= U_ков

3 I₀/I_кз, (2)

где U_ков

кратковременное значение ОВ, принимаемое в соответствии с проектом ВЛ СВН для данной линии связи;

I_кз

ток однофазного КЗ, протекающий вдоль ВЛ на участке сближения с ЛС, принимаемый в соответствии с проектом и равный утроенному току нулевой последовательности при этом КЗ.

Если проект данной линии в части защиты ЛС от влияния отсутствует, U_ков принимают равным 1200 В (максимальные значения из расчетных в проектах), а I_кз

в соответствии с расчетом для схемы замещения.

42. Для ВЛ СВН с заземленными проводящими грозозащитными тросами длительное ОВ снижается в соответствии с коэффициентом экранирования, равным 0,6 для ВЛ с одним заземленным тросом, 0,52

с двумя.

43. Мешающие влияния ВЛ СВН на сближенные ЛС при неполнофазных режимах работы автотрансформатора или шунтирующего реактора определяются возрастанием тока в земле, утроенным током нулевой последовательности вдоль этой линии.

При изолированных и односторонне заземленных на анкерных участках грозозащитных тросах U_мв определяются:

U_мв=U_мв.пр

3I₀/I_з.расч' (3)

где U_мв

уровень MB при неполнофазном режиме работы автотрансформатора или шунтирующего реактора;

U_мв.пр

проектный уровень MB для данной ЛС;

I_з.расч

расчетный ток в нейтрали автотрансформатора или вдоль линии, принимаемый при проектировании для линий 220-330 кило Вольт (далее

кВ)

10 Ампер (далее

А), для 400-500 кВ

15 А, для 750 кВ

20 А.

Для ВЛ СВН с заземленными проводящими грозозащитными тросами U_мв снижается.

44. Снижение длительных ОВ и MB при неполнофазном режиме работы автотрансформатора или шунтирующего реактора обеспечивают путем уменьшения тока в земле вдоль линии способами:

1) снижением индуктивного сопротивления системы, примыкающей к месту неполнофазного включения оборудования, например, подключением дополнительно автотрансформаторов или трансформаторов на холостом ходу, у которых хотя бы одна из обмоток соединена по схеме "треугольник";

2) симметрированием напряжений путем пофазного регулирования коэффициентов трансформации у автотрансформаторов на конце линии, примыкающем к месту неполнофазного включения оборудования, и в отдельных случаях

на ее противоположном конце;

3) увеличением числа параллельных автотрансформаторов или отходящих линий, подключенных к месту неполнофазного включения автотрансформатора или шунтирующего реактора;

4) повышением индуктивного сопротивления системы, примыкающей к противоположному от места неполнофазного включения оборудования концу рассматриваемой ВЛ СВН путем.

45. Если приведенные выше мероприятия недостаточно ограничивают MB, то для радиофикационных ЛС, а также линий местной телефонной связи по согласованию с ЭТУС допускается на время неполнофазного режима работы автотрансформатора или шунтирующего реактора превышение нормируемого уровня МВ не более чем в 1,5 - 2,0 раза.

Параграф 3. Указания по обеспечению работы грозозащитных тросов ВЛ СВН при неполнофазных режимах работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

46. Для изолированных и заземленных с одного конца анкерного пролета участков тросов длина анкерного пролета в километрах, для которого не принимаются специальные меры по исключению возможности горения дуги, составит:

I= 0,16 / (3I0

0,25) = 0,213/I₀илиI

I₀= 0,21, (4)

где I₀

ток нулевой последовательности вдоль линии при неполнофазном включении автотрансформатора или шунтирующего реактора, кило Ампер (далее

кА).

При неполнофазном режиме работы шунтирующего реактора, когда ток нулевой последовательности линии находится в пределах 15 - 20 А, при длине анкерного пролета около 10 - 12 километров обеспечится успешное гашение дуги.

При неполнофазном режиме работы автотрансформатора в развитой сети, когда от подстанции, где он установлен, отходят другие линии, или установлены другие автотрансформаторы и трансформаторы с суммарной мощностью обмоток, соединенных по схеме "треугольник", близкой или выше мощности такой обмотки у неполнофазно включенного AT, условия работы искрового промежутка (далее

ИП) на изоляторах грозозащитных тросов аналогичны изложенному выше.

47. В неразвитых схемах, где ток нулевой последовательности вдоль ВЛ высок, проводят мероприятия:

1) заземление изолированных концов участков тросов и на втором конце анкерного участка линии;

2) секционирование троса по длине анкерного пролета линии на два и более изолированных участка путем врезки в трос шунтированного ИП, и заземление вновь образованного участка шунтированием подвесного изолятора в этой точке.

48. При использовании проводящих грозозащитных тросов, заземленных по концам и в промежуточных точках линии, при неполнофазных режимах работы ШР специальных мероприятий не требуется.

При неполнофазном режиме работы автотрансформатора напряжения на тросах в промежуточных между местами заземления точках выше и достигают 1,0 - 2,0 кВ, поэтому дополнительно заземляются тросы в этих точках через высокочастотные дроссели.

49. В случае невыполнения на линии указанных специальных мероприятий при неполнофазном режиме работы автотрансформатора ограничивается его нагрузка.

Параграф 4. Указания по обеспечению функционирования релейной защиты при неполнофазных режимах работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

50. Для применения длительного неполнофазного режима работы автотрансформатора или шунтирующего реактора на подстанции проверяются отстройки установленных значений уставок релейной защиты от параметров несимметрии.

51. Проверяются уставки устройств релейной защиты элементов подстанции с неполнофазно работающим автотрансформатором или шунтирующим реактором и элементов концевых подстанций в пределах выбранного фрагмента сети.

52. Проверяются уставки защит и устройств, которые обладают низкими уставками по длительным токам и напряжениям обратной и нулевой последовательностей.

53. Проверка отстройки уставок релейной защиты в длительных неполнофазных режимах производится по расчетным значениям токов и напряжений. Уставки релейной защиты корректируются после практического осуществления неполнофазного режима.

Исходными являются схемы замещения прямой и нулевой последовательностей сети.

Значения переходных ЭДС генераторов обеспечиваются заданными токами полнофазного нагрузочного режима в месте последующего разрыва фазы автотрансформатора. В расчетах неполнофазного режима шунтирующего реактора ЭДС всех генераторов принимаются равными наибольшему рабочему напряжению.

54. С защитами автотрансформатора производятся следующие действия:

1) при выполнении двухступенчатой дистанционной защиты, устанавливаемой на автотрансформаторе, работающем тремя или двумя фазами, с использованием электромеханических реле проверяют отстройку пусковых органов устройства блокировки при качаниях типа КРБ (от качаний) от несимметрии, возникающей в длительном неполнофазном режиме, так как данное устройство реагирует на сочетание величин обратной и нулевой последовательностей;

2) проверяют уставки трехступенчатой токовой защиты нулевой последовательности, установленной на автотрансформаторе с учетом условий короткого замыкания в неполно-фазном режиме и отстройку уставки третьей ступени от тока нулевой последовательности в длительном неполнофазном режиме автотрансформатора или шунтирующего реактора.

При отсутствии отстройки уставок ступеней и невозможности дальнейшего загрубления уставок устанавливают контроль срабатывания указанных ступеней токовой защиты нулевой последовательности с помощью устройства блокировки при качаниях, реагирующего на DI₂. При выполнении релейной защиты на интегральных микросхемах (в шкафах серии ШЭ2100) используется устройство, входящее в состав дистанционной защиты (ШЭ2102), а при выполнении дистанционной защиты на электромеханических реле используется устройство при применении его вместо устройства блокировки при качаниях типа комплекта реле блокировки (далее

КРБ):

1) выводится из действия путем отсоединения цепей напряжения защита от напряжения нулевой последовательности (3U₀) обмотки низшего напряжения автотрансформатора, работающего двумя фазами;

2) при неполнофазной работе автотрансформатора выводятся из действия установленная на нем защита от неполно-фазного режима;

3) осуществляется проверка отстройки уставки по току обратной последовательности защиты, установленной на AT.

55. Защиты шунтирующего и компенсационного реакторов проверяются отстройкой уставок двухступенчатой токовой защиты нулевой последовательности, установленной на шунтирующем реакторе. При отсутствии отстройки уставок ступеней данной защиты и недопустимости их дальнейшего загрубления вторичная ступень токовой защиты нулевой последовательности выводится из действия.

56. В комплекте защит обмоток вольтодобавочного трансформатора продольно-поперечного регулирования предусматривается реле от внутренних повреждений, реагирующее на фазный ток с торможением от тока нулевой последовательности для отстройки от коротких замыканий на сторонах высшего и среднего напряжений автотрансформатора. Проверяют степень загрубления реле и изменяют коэффициент торможения для повышения отстройки реле в этом режиме.

57. Во всех дифференциальных защитах шин выводится устройство контроля целостности токовых цепей.

58. По условиям нагрева статора синхронного компенсатора не допускается протекание в его цепи тока обратной последовательности, превышающего 5% номинального тока.

59. Для высокой частоты (далее

ВЧ) защиты линии: если пусковые органы аппаратуры ВЧ канала не отстраняются от несимметрии, появляющейся при длительном неполнофазном режиме работы автотрансформатора или шунтирующего реактора, то ее выводят из действия. Для отстройки защиты, учитывается возможность загрубления пусковых органов защиты в допустимых пределах, а с другой,

снижения уровня несимметрии путем ограничения мощности, передаваемой по цепи автотрансформатора, работающего неполным числом фаз.

При выполнении трехступенчатой дистанционной защиты линии на электромеханических реле проверяется отстройка пусковых органов блокировки при качаниях типа КРБ от несимметрии в неполнофазном режиме автотрансформатора или шунтирующего реактора и загрубляют их в допустимых пределах.

Проверяется отстройка уставки четырехступенчатой токовой защиты нулевой последовательности с учетом условий короткого замыкания (для первой и второй ступеней), отстройка уставок третьей и четвертой ступеней от тока нулевой последовательности при длительном неполнофазном режиме автотрансформатора и шунтирующего реактора.

При отсутствии отстройки уставок четвертой и третьей ступеней защиты рассматривается возможность ограничения мощности, протекающей по цепи автотрансформатора, работающего неполным числом фаз.

Параграф 5. Указания по обеспечению защиты от повышений напряжения подстанции при неполнофазных режимах работы ее автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

60. Уточняются уставки по напряжению и времени защиты от повышений напряжений подстанции при неполнофазных режимах работы автотрансформатора или шунтирующего реактора с учетом изменения расчетных условий, принятых при ее проектировании, на текущий момент и вывода защитной аппаратуры в фазах с отключенным оборудованием.

61. Для ограничения квазистационарных перенапряжений при неполнофазном включении ШР выполняются дополнительно мероприятия:

1) плановое включение и отключение линии осуществляется так, чтобы в период одностороннего включения линии неполнофазно включенный ШР находился на включаемом под напряжение конце линии;

2) для обеспечения аналогичного порядка включения при ОАПВ или ТАПВ изменяются выдержки времени на полукомплектах АПВ по концам линии;

3) при коротких замыканиях на линии используется передача телесигнала от релейной защиты конца линии, где применено неполнофазное включение ШР, на отключение ее противоположного конца или ускорение его релейных защит и с задержкой отключения конца с неполнофазно включенным ШР;

4) вводят задержку по времени срабатывания первых ступеней релейных защит на конце линии с неполнофазно включенным ШР в условиях чтобы задержка перекрывала возможную каскадноcть отключения линии вследствие разбросов действии полукомплектов релейной защиты и выключателей по концам линии;

5) при применении неполнофазного режима работы ШР на тупиковой подстанции отключение линии от ее релейных защит осуществляется на стороне среднего напряжения автотрансформатора;

6) при квазистационарных перенапряжениях, превышающих допустимые по условиям гашения дуги, сопровождающие токи в вентильном разряднике или по термической стойкости нелинейных ограничителей перенапряжений, выводятся из действия однофазного автоматического повторного включения (далее

ОАПВ) и трехфазного автоматического повторного включения (далее - ТАПВ).

62. При неполнофазном включении автотрансформатора появляется небольшое (2-3%) повышение установившихся перенапряжений, если линия односторонне включается со стороны ПС с неполнофазно включенным AT.

63. Если неполнофазное включение AT применяется для единственной на ПС группы трансформаторов или реакторов, то возникает режим неполнофазного включения линии с появлением на линиях с ШР резонансных перенапряжений на отключенной фазе ВЛ.

Для ограничения длительности таких повышений напряжений во вторую ступень типовой автоматики от повышения напряжения дополнительно вводится промежуточное реле или реле времени со второй выдержкой времени автоматики (10 - 15 сек.), с которой она действует на отключение одного из включенных реакторов на любом конце линии.

64. При неполнофазно включенном ШР коммутационные перенапряжения на фазах без ШР имеют такое же значение, как и при отключении всей группы ШР, а на фазах с ШР

как при ее наличии,

Если коммутационные перенапряжения на фазе ВЛ с отключенной фазой ШР превышают допустимый уровень, рекомендуются мероприятия или их сочетание:

1) демонтаж или отсоединение спуска от ошиновки реактора к его вводу с последующим подключением обратно выключателем или разъединителем оставшейся части ошиновки вместе с разрядником ограничителя перенапряжений (далее - ОПН). При этом помнят что в одноименных фазах различного оборудования стоят защитные аппараты с одинаковым уровнем защиты (по два разрядника или по два ОПН);

2) вводят задержку по времени в релейные защиты и линейную автоматику так, чтобы конец линии с неполнофазно включенным ШР включался первым и отключался последним;

3) если при программированном включении и отключении линии коммутационные перенапряжения не превышают минимального значения пробивного напряжения ИП, то устанавливают на натяжной гирлянде линейного портала подстанции в фазе, где ШР отсоединен, защитный воздушный ИП.

Пробивное напряжение ИП выбирают с вероятностью 0,997 (35) равным по отношению к наибольшему рабочему напряжению:

1) 2,7 - для ВЛ 330 кВ;

2) 2,5 - для ВЛ 500 кВ;

3) 2,1 - для ВЛ 750 кВ.

Для распределительных устройств со сниженными уровнями изоляции, защищаемых ограничителями перенапряжений нелинейными с уровнем ограничения не более 1,8, ИП не применяются.

65. На значения коммутационных перенапряжений в линии неполнофазное включение AT не влияет, поэтому в этом случае дополнительные мероприятия по их ограничению не выполняются.

66. Отключение вместе с фазой ШР ее разрядника влияет на защиту от набегающих волн грозовых перенапряжений оставшейся цепи ШР, надежность которой снизится почти вдвое. Надежность грозозащиты остальной части ПС снижается на 10 - 20% в зависимости от стадии развития.

67. Для подстанции в тупиковом режиме с одним AT при неполнофазном включении AT для сохранения в грозозащите подстанции разрядника выведенной фазы AT отсоединяются спуски от шин к выводам отсоединяемой фазы AT и ошиновку, соединяющую выводы его обмотки низшего напряжения с другими фазами. Собирают схему включением выключателей и разъединителей. Разрядники на обмотке низшего напряжения AT, соединенной в открытый треугольник, сохраняются присоединенными к открытым концам этой обмотки включенных фаз AT.

Параграф 6. Указания по обеспечению электробезопасности и термической стойкости заземляющих устройств подстанций при неполнофазных режимах работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

68. При неполнофазной работе AT или ШР для обеспечения термической стойкости заземляющего устройства (далее

ЗУ) длительный ток при входном сопротивлении ЗУ относительно ввода тока R₀=0,25 Ом не превышает 650 А.

При отличии сопротивления ЗУ, равного R_n от приведенного, допустимый ток определяется:

I_доп= R₀

I₀/ R_n. (5)

69. Для длительной работы подстанции в неполнофазных режимах работы AT или ШР допустимое напряжение прикосновения U не превышает 36 В. При равномерной сетке из заземляющих электродов, охватывающей всю территорию ОРУ, и входном сопротивлении ЗУ 0,25 Ом это значение не превышается ни в одной точке ЗУ при токе до 550 А. При отличии сопротивления ЗУ от указанного значения, допустимый ток пересчитывается по формуле (5) пункта 68 настоящих Методических указаний. Входное сопротивление определяется непосредственным измерением в ОРУ перед переводом в неполнофазный режими и по данным проекта.

70. Указанные токи определяются при условии, что заземляющие спуски AT или ШР присоединены в месте пересечения горизонтальных электродов ЗУ, прокладываемых под прямым углом по четырем направлениям от места присоединения заземляющих спусков.

При решении вопроса о применении неполнофазных режимов работы AT или ШР проверяются целостность и способ присоединения заземляющих спусков к электродам ЗУ.

71. Если с учетом естественных заземлителей (железобетонных фундаментов) ЗУ при расположении его в пределах территории размещения оборудования не удовлетворяет требуемым значениям электрических характеристик, в зоне расположения подстанции возможно сооружение заземления с требуемыми характеристиками, ЗУ расширяют за пределы территории размещения оборудования. Расширение производится прокладкой дополнительных горизонтальных заземлителей, соединенных с основным не менее чем в четырех местах при расширении основного ЗУ во все стороны и в двух

во всех остальных случаях.

72. Если требуемые характеристики ЗУ не обеспечиваются его расширением в пределах территории подстанции, то сооружается выносной локальный заземлитель, расположенный вблизи подстанции в местах с низким удельным сопротивлением грунта.

Локальный заземлитель представляет собой горизонтальный заземлитель с вертикальными заземлителями либо без них, который выполняется в виде многоугольника с тупыми или скошенными углами, прокладываемый на глубине не менее 1 м. При возможности противоположные стороны локального заземлителя соединены горизонтальными заземлителями. Соединение этого заземлителя с основным ЗУ осуществляется с помощью не менее двух горизонтальных заземлителей (при расстоянии до 500 метров), воздушных или кабельных линий.

73. Если ЗУ спроектировано по напряжению прикосновения, то проверка термической стойкости контура при длительном неполнофазном режиме проводится исходя из предельной температуры нагрева контура 80

С.

Глава 5. Указания по изменению распределительного устройства
подстанции для обеспечения применения неполнофазных режимов
работы автотрансформаторов или шунтирующих реакторов

74. Для обеспечения возможности применения неполнофазных режимов работы выведенная фаза автотрансформатора или шунтирующего реактора отсоединяется от ошиновки: AT

со стороны выводов всех трех обмоток и групповой нейтрали, ШР

со стороны выводов высокого напряжения и групповой нейтрали. Выводы обмотки низшего напряжения выведенной фазы AT отсоединяются от соответствующих выводов обмоток других фаз. Отсоединенные выводы AT или ШР до выкатки их из ячейки заземляют переносными заземляющими проводниками.

Указанное осуществляется:

1) для гибкой ошиновки

путем отсоединения на двух концах и демонтажа спуска от ошиновки к выводу автотрансформатора или шунтирующего реактора;

2) для жесткой - путем демонтажа соответствующего участка шинопровода.

75. Выполнение мероприятий согласно пункту 74 настоящих Методических указаний используется в системе защиты от перенапряжений разрядников отключенных фаз оборудования.

После демонтажа спусков отключенные разъединители и выключатели в цепи AT или ШР включаются вновь.

76. Если фаза автотрансформатора или шунтирующего реактора или ее элементы имеют прогрессирующие дефекты, а трехфазное отключение этого оборудования приводит к выводу из работы линии электропередачи и нарушению электроснабжения, то для сокращения времени его перевода в неполнофазный режим работы выключатели и разъединители в его цепях переводятся на пофазное управление.

77. При возникновении ограничения передаваемой мощности, обусловленного требованиями электробезопасности или термической стойкости ЗУ распределительного устройства при протекании через него тока от общей нейтрали автотрансформатора или шунтирующего реактора, принимаются меры по снижению входного сопротивления ЗУ. Это выполняется путем его расширения или сооружения выносного заземлителя. Временно прокладывается провод, соединяющий этот заземлитель с ЗУ, по поверхности земли, с соблюдением требований Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907).

78. Типовое устройство контроля изоляции вводов (далее - КИВ) на высоковольтных вводах при неполнофазном режиме работы автотрансформатора или шунтирующего реактора выводятся из работы.

79. При длительных неполнофазных режимах работы автотрансформатора или шунтирующего реактора двухэлементные счетчики электрической энергии на присоединениях в зоне неполнофазно включенного оборудования заменяют на три однофазных счетчика

по одному на каждую фазу.

80. Для перевода в неполнофазный режим работы автотрансформатора или шунтирующего реактора с промежуточным выводом питание собственных нужд и местных потребителей от обмотки AT, соединенной по схеме "треугольник", или ответвления ШР переводится на резервный источник питания.

81. Дифференциальная защита реактора и автотрансформатора для неполнофазного режима работы выполняют пофазной. Резервную защиту по току нулевой последовательности в случае неполнофазного режима работы AT

загрубляется, а ШР

выводится из работы.

82. При переводе AT или ШР в неполнофазный режим на 10-20% повышается напряженность электрического поля вблизи крайних фаз ошиновок на участках, где отключена одна ее фаза, большие значения относятся к отключению средней фазы. На этих участках сокращается продолжительность обхода дежурным персоналом, а при производстве ремонтных работ производится дополнительное экранирование рабочих мест переносными экранами.

83. Питание собственных нужд подстанции переводится на обмотки других трансформаторов подстанций (далее

ПС) или схему питания от резервных линий 10 - 35 кВ.

84. При установке в нейтрали автотрансформатора реакторно-резисторных устройств для ограничения токов короткого замыкания при переводе AT в неполнофазный режим указанные устройства шунтируют (разъединителем).

85. Если между точками заземления трансформаторов напряжения, измерительных приборов и устройств релейной защиты при неполнофазном режиме работы оборудования возможна большая разность потенциалов, то для выравнивания потенциалов параллельно контрольным кабелям по поверхности земли прокладывают сталеалюминиевый провод большего, чем оболочка контрольного кабеля, сечения.

Глава 6. Указания по ведению режимов линий электрической сети неполнофазно включенным автотрансформатором или шунтирующим реактором

86. Параметры несимметрии, превышающие допустимые значения, снижаются путем изменения схемы количества генераторов, включенных трансформаторов, в том числе и холостых, отходящих линий. Если этого недостаточно, то применяют симметрирование режима сети пофазным изменением коэффициентов трансформации автотрансформаторов.

87. Контролируется изменение всех параметров несимметрии. Из изменений схем и условий симметрирования выбирается то сочетание, при котором превышение допустимых значений минимальны или отсутствуют.

88. Если в расчетной схеме параметры несимметрии превышают допустимые значения, детально анализируется возможный суточный график нагрузки примыкающих линии.

Используя возможный график нагрузки, строится зависимость параметров несимметрии от времени суток и сравнивается с имеющимися ограничениями по несимметрии.

89. Выбирается способ использования AT при неполнофазном режиме его работы согласно пункту 88 настоящих Методических указаний:

1) постоянное включение AT с разгрузкой генераторов в отправной энергосистеме и линий на величину, обеспечивающую соответствие нагрузки данной ВЛ СВН допустимым по несимметрии токов и напряжений значениям, применяется до начала ремонтных работ на автотрансформаторе;

2) включение AT в заданный период времени, допускающий повышенные уровни несимметрии (на 2 часа

по опасным влияниям на линии связи, на 2 - 4 часа

по условиям нагрева турбогенераторов), осуществляется во время ремонтных работ на AT, если жестко регламентируют время их перерыва и включения линии в работу.

90. При неполнофазном режиме работы шунтирующего реактора параметры несимметрии определяются только его током и не зависят от мощности, передаваемой по линии.

91. Пример расчета и выполнения мероприятий для введения неполнофазного режима работы шунтирующего реактора 750 кВ, установленного на линии электропередачи 750 кВ, приведен в приложении 2 к настоящим Методическим указаниям.

92. Протокол введения неполнофазного режима работы автотрансформатора (шунтирующего реактора на подстанции) приведен по форме согласно приложения 4 к настоящим Методическим указаниям.

Приложение 1 к Методическим указаниям по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт

Краткая характеристика основных программ для ЭВМ, применяемых для расчета неполнофазных режимов

Для расчета несимметричных установившихся режимов трехфазных сетей применятся программа "Фазан"

фазный анализатор несимметрии.

Программа используется для решения задач:

1) расчет эквивалентных электрических параметров ВЛ с известными конструктивными характеристиками;

2) расчет П-образных схем замещения произвольных трехфазных двухполюсников: двухобмоточных трансформаторов, ВЛ и т.п.;

3) анализ распределения токов и напряжений вдоль силовых фаз и тросов ВЛ;

4) расчет режима в сложной трехфазной сети, возникающего в циклах ОАПВ и при иных неполнофазных режимах;

5) обнаружение возможности резонанса напряжений на ВЛ;

6) определение значений наведенных напряжений на отключенных вовремя ремонта фазах;

7) вычисление значений стекающих в месте повреждения токов на неотключенных фазах;

8) оценка эффективности мероприятий по симметрированию нормальных и послеаварийных режимов;

9) расчет уставок релейной защиты, в том числе в низковольтных сетях.

Для проверки и уточнения параметров релейной защиты расчеты выполняются с использованием персональных ЭВМ с помощью версии программы ТКЗ-3000. Программа производит расчеты электрических величин при повреждениях в сложной трехфазной симметричной сети любого напряжения и рассчитывает уставки релейной защиты. Она моделирует сеть объемом до 3000 узлов и 7500 ветвей. Количество ветвей, связанных взаимоиндукцией в схеме нулевой последовательности,

до 2000; максимальное количество в одной группе электромагнитно связанных ветвей

20. С ее помощью рассчитываются все виды электрических величин в симметричных и фазных составляющих, а также всевозможные отношения U/I при однократных продольных и поперечных видах несимметрии с учетом активных сопротивлений и отличия сопротивлений прямой и обратной, а также нулевой последовательностей. При этом производят коммутацию, а также изменяет параметры элементов сети в отдельных режимах вариантных расчетов.

Для использования комплекса требуется ПЭВМ IBM RС/AT со свободной оперативной памятью не менее 540 кбайт и свободным пространством на жестком диске не менее 3 Мбайт.

Модули по расчету электрических величин при сложных повреждениях в электрической сети выполняют расчеты электрических величин при неограниченном количестве одновременных повреждений в сети: короткие замыкания в узлах схемы, короткие замыкания в промежуточных точках ветвей (линии), обрыв ветвей, обрыв ветви с одновременным замыканием в месте обрыва.

В программе предусмотрено несколько возможностей учета предшествующего режима.

В программе для расчета неполнофазных режимов линий электропередачи задаются удельные параметры по прямой, обратной и нулевой последовательностям элементов электрической сети.

Наиболее точно турбогенераторы для токов обратной последовательности учитываются сопротивлением обратной последовательности Х2, равным примерно 1,22 сверхпереходного сопротивления Xd", однако допустимо принимать Х2 = Xd", так как это на результаты влияет только в пределах точности расчета.

При замещении генераторов переходными ЭДС и сопротивлениями получено низкое значение напряжения обратной последовательности на их выводах, в связи с чем расчеты производят, исходя из условия U_r= const по прямой последовательности, но при этом схема замещения генераторов по обратной последовательности остается прежней и значение несимметрии практически не меняется.

Для линий электропередачи задаются параметры П-образной схемы замещения по участкам транспозиции или по всей длине по всем последовательностям.

Приложение 2 к Методическим указаниям по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт

Примеры расчета и выполнения мероприятий для введения неполнофазного режима работы шунтирующего реактора 750 кВ, установленного на линии электропередачи 750 кВ

1.Расчетные условия:

1) Подстанция ПС1, примыкающая к станции С1, соединена с ПС2 линией электропередачи 750 кВ "ПС1-ПС2" протяженностью 417,7 км. Конструкция линии: фазы выполнены проводами 5АС-300/39 с шагом расщепления 0,4 м, междуфазные расстояния 18 м, габарит до земли

12 м, высота подвески проводов

27 м.

2) Линия имеет две грозозащитные тросовые цепи с двумя проводящими тросами АС 70/72 в каждой, шагом расщепления 0,4 м.

3) Высота подвески тросов 40,5 м, расстояние между ними 27,1 м.

4) От шин 750 кВ ПС1 отходит ВЛ "ПС1-ПСЗ" протяженностью 131 км, а от шин 500 кВ ВЛ "ПС1-ПС4" и "ПС1-ПС5" протяженностью 475 и 248 км соответственно.

5) Первая ВЛ выполнена в габаритах 750 кВ, а вторая

500 кВ.

6) К шинам 330 кВ примыкают две линии 330 кВ с проводами 2АС-300.

7) На ПС1 установлены автотрансформаторы связи 750/500 кВ мощностью 1250 MB

А и 500/330 кВ мощностью 501 MB

А.

8) К шинам 750 кВ и 500 кВ ПС1 через генераторные трансформаторы мощностью 630 МВ А подключены два и четыре генератора по 500 МВт станции С1.

9) Автотрансформатор 500/330 кВ, две линии электропередачи 330 кВ, а также линии 500 кВ "ПС1-ПС4" и "ПС1-ПС5" в расчетной схеме представляются в виде эквивалентного индуктивного сопротивления системы, примыкающей к шинам 500 кВ ПС1.

10) Непосредственно к концу ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" со стороны ПС1 подключаются через включатели-отключатели два ШР 750 кВ мощностью по 330 МВ

А каждый, а со стороны ПС2

один ШР 750 кВ мощностью 330 МВ

А.

11) В нейтралях каждого из ШР установлены компенсационные реакторы РЗКОМ-16000/35-VI.

12) Эквивалентные индуктивные сопротивления систем, примыкающих к подстанциям 750 кВ ПС2 и ПСЗ, по прямой последовательности составляют 149,8 и 42,9 Ом, а по нулевой последовательности

75,6 и 34,6 Ом соответственно.

13) Параметры несимметрии неполнофазного режима работы реактора 750 кВ на ПС1 определяются в соответствии с разд. 2 настоящих Методических указаний для режима холостого хода, то есть при угле между ЭДС систем 6 = 0эл.град.

Методы расчета:

Для указанной конструкции ВЛ с учетом транспозиции фаз линии и тросов и заземления последних рассчитываются удельные фазные и межфазные параметры ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" (активные и индуктивные сопротивления и проводимости) по прямой и нулевой последовательностям, которые составляют:

1) r₁ = 0,0204 Ом/км;

2) r₀ = 0,17 Ом/км;

3) L₁= 9,14

10^-4 Гн/км;

4) L₀= 1,9

10^-3 Гн/км;

5) С₁= 1,326

10^-8 Ф/км;

6) С₀ = 1,01

10^-8 Ф/км.

Параметры используются для расчета режимов линии при неполнофазном режиме работы ШР по программе "Фазан" (фазный анализатор несимметрии) на ЭВМ, решающей уравнения в фазных координатах и пересчитывающей полученные параметры несимметрии фазных токов и напряжений в токи и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей. Программа имеет отдельный блок, математически точно моделирующий автотрансформаторы применительно к расчету несимметричных режимов электрической сети, в том числе и самого AT.

На рисунке 1 настоящего приложения 2 приведена принятая для расчетов схема замещения ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" с примыкающими к ней генераторными блоками станции С1 и линиями.

Рисунок 1. Схема замещения ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" для исследования неполнофазного режима работы ШР 750 кВ на ПС1.

Рисунок 2. Схема распределения токов и напряжений при неполнофазной работе ШР 750 кВ на ПС1.

При расчетах неполнофазной работы шунтирующего реактора 750 кВ на ПС1 принимается, отключена фаза А реактора.

При расчете определяются фазные значения и симметричные составляющие по прямой, обратной и нулевой последовательностям параметров:

1) токов и напряжений в начале и конце ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2";

2) токов, протекающих через нейтрали неполнофазно работающих ШР и AT ПС1;

3) токов и напряжений на шинах генераторов станции С1;

4) токов в начале и конце ВЛ 750 кВ "ПС1-ПСЗ".

На рисунке 2 настоящего приложения 2 приведены результаты расчетов фазных параметров схемы и симметричных составляющих при отключении фазы А шунтирующего реактора 750 кВ на ПС1.

2. Обеспечение условий работы генераторов электростанций при неполнофазном режиме работы ШР

Расчеты токов обратной последовательности в генераторах станции С1, присоединенных к шинам 750 кВ (Г1 Г2) и 500 кВ (ГЗ

Г6) ОРУ станции С1, показали, что при неполнофазной работе одного ШР на ПС1 эти токи составляют 1,4% для Г1-Г2 и 0,64%

для ГЗ-Г6 от номинального тока этих турбогенераторов.

Такие токи не являются опасными для длительной работы турбогенераторов. В связи с этим ограничение нагрузки генераторов станции С1 в данном случае не требуется.

3. Ограничение влияния на линии связи, сближенные с ВЛ 750 кВ, неполнофазного режима работы ШР 750 кВ
3.1. Кратковременные ОВ при однофазном коротком замыкании

По проекту защиты ЛС от влияния линии электропередачи 750 кВ "ПС1-ПС2" наибольшие расчетные значения кратковременных ОВ при однофазных КЗ составляют U_ков = 1050-1200В на трех радиофикационных ЛС, расположенных по трассе ВЛ 750 кВ в пределах 30-километрового участка в близи станции С1.

Допустимые кратковременные ОВ зависят от времени отключения поврежденного участка ВЛ 750 кВ (с однофазным коротким замыканием), при максимальном значении кратковременных ОВ это время не превышает 0,3 с. Время трехфазного отключения линии после неуспешного ОАПВ при максимальных токах КЗ основными релейными защитами (с ВЧ связью) не превышает 80 мс, то есть значительно меньше допустимого. Трудности возникают при выводе основных защит и действии резервных, так как время их действия возрастает до 500-3000 мс. Однако, в этом случае неполнофазного режима работы ШР вывод основных защит не требуется.

3.1. Длительные ОВ

При неполнофазной работе на линии одного из двух реакторов 750 кВ у ПС1 утроенный ток нулевой последовательности в земле вдоль линии (за реакторами) составляет 0,0063 кА.

Линия имеет два грозозащитных троса, заземленных по концам линии и в середине, поэтому коэффициент экранирования принимается равным 0,52. Токоднофазного КЗ от ПС1 в месте КЗ - 10,8 кА. Этот ток и создает кратковременные ОВ на указанные ранее критические по ОВ три линии связи, сближенные на этом участке с ВЛ 750 кВ.

Длительные ОВ на ЛС при неполнофазной работе ШР 750 кВ составят:

U_дов=0,52

(0,0063/ 10,8)

(1050

1200) = 0,32

0,36 В. (6)

Это значение существенно ниже допустимого значения 36 В, даже если учесть, что ток однофазного КЗ на других участках снижается в 4-5 раз при удалении места КЗ от ПС1.

Если кратковременные ОВ сохранятся на том же уровне, то U_дов повысятся в 4-5 раз. Однако они будут существенно ниже допустимого значения.

Мешающее влияние на ЛС, проходящие вблизи ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2", то есть напряжение шума в телефонной цепи, определено в проекте этой линии. Расчеты проводились при токе в земле вдоль линии (3I₀), равном 20 А. При этом в проекте получено, что наибольшее значение MB для кабельных ЛС составляет 0,04 мВ, а для воздушных ЛС - 0,7 и 0,52 мВ. Для ВЛ 750 кВ "ПС1 -ПС2" при отключении одной фазы ШР 750 кВ 3I₀ вдоль линии за реакторами составляет 6,3 А. Уменьшение по отношению к рекомендуемому для расчета МВ значению 20 А составляет 13,7. Тогда для кабельных ЛС значение МВ составляет 0,013, а для воздушных ЛС - 0,22 и 0,16 мВ.

При нормативе мешающих влияний 1,5 мВ эти значения крайне низки и никаких мероприятий по их ограничению не требуется.

4. Обеспечение функционирования релейной защиты

На расчетной схеме сети на рисунке 3 настоящего приложения 2 параметры линий приведены в виде дробей: в числителе

суммарное продольное индуктивное сопротивление участка линии, в знаменателе

суммарная поперечная емкостная проводимость участка линии. Как и в предыдущих расчетах, к шинам 750 кВ и 500 кВ подстанций подключены эквивалентные индуктивные сопротивления примыкающих систем, а также станций, отнесенные к напряжению 750 кВ. В схему введены дополнительные узлы для возможности вычисления токов по концам участков линий в цепи выключателя.

Для проверки уставок устройств релейной защиты при работе одного реактора на линейной стороне выключателя ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" (со стороны станции С1) в неполнофазном режиме с отключенной фазой А выполнен расчет токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей на отдельных участках схемы рисунка 3 настоящего приложения 2 при разрыве фазы А в ветви 101-0. При этом линейное значение ЭДС всех источников в схеме прямой последовательности расчетной схемы принято одинаковыми равным 787 кВ. Расчет производят для нормального режима сети (режим 1), а также для дополнительных режимов с поочередным отключением линии 1-2 (режим 2), линии 1-3 (режим 3) и автотрансформатора 1-4 (режим 4). Кроме того, для проверки уставок устройств защит ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" со стороны ПС2 рассматривают режим одностороннего включения линии 2-1 со стороны 2 при работе только одного реактора на дальнем конце (101-0) в неполнофазном режиме (режим 5).

Рисунок 3. Фрагмент расчетной схемы сети.

Расчеты выполнены по программе ТКЗ-3000 для ПЭВМ.

Результаты расчетов токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей в указанных выше режимах (с 1 по 5) приведены в таблицах 1

4 настоящего приложения 2. Ток в месте разрыва (в ветви 101-0) в схеме обратной последовательности приведен в таблице 1 настоящего приложения 2, а ток 3I₀ в схеме нулевой последовательности

в таблице 3 настоящего приложения 2; напряжение узлов схемы обратной последовательности приведено в таблице 4 настоящего приложения 2, а 3U₀

в таблице 4 настоящего приложения 2. Из-за малых значений токов обратной и нулевой последовательностей соответствующие напряжения шин, представляющие собой падение напряжения от этих токов, также малы. В связи с этим емкостные токи линии в схемах обратной и нулевой последовательностей практически равны нулю.

При одностороннем включении линии 2-1 (режим 5) весь ток несимметрии протекает в цепи защиты включаемого конца (2-102)

таблицы 1 и 2 настоящего приложения 2, что оказывает влияние на ее поведение.

Как видно из таблиц 1

4 настоящего приложения 2, уровень несимметрии в рассматриваемом случае неполнофазного режима шунтирующего реактора невелик. Поэтому проверяют только наиболее чувствительные устройства релейной защиты, а именно:

1) четвертую и третью ступени токовых защит нулевой последовательности линии;

2) ступени токовой защиты нулевой последовательности шунтирующего реактора;

3) устройства блокировки при качаниях типа КРБ, реагирующие на величины обратной последовательности;

4) пусковые органы основных ВЧ защит линий.

Таблица 1.

Значения токов обратной последовательности в элементах расчетной схемы при неполнофазном режиме работы ШР на ПС1

Ветвь	Режим
	1	2	3	4	5
1-101	0,081	0,094	0,075	0,077	0
2-102	0,012	0	0,02	0,017	0,0813
1-103	0,038	0,044	0	0,057	0
3-104	0,037	0,043	0	0,056	0
1-4	0,03	0,035	0,052	0	0
101-0	0,09	0,094	0,09	0,089	0,0805

Таблица 2.

Значения токов 3I₀ в элементах расчетной схемы при неполнофазном режиме работы ШР на ПС1

Ветвь	Режим
	1	2	3	4	5
1-101	0,261	0,275	0,261	0,254	0
2-102	0,014	0	0,017	0,021	0,219
1-103	0,047	0,049	0	0,073	0
3-104	0,044	0,046	0	0,068	0
1-4	0,098	0,103	0,119	0	0
101-0	0,271	0,272	0,274	0,27	0,217

Таблица 3.

Значения напряжений обратной последовательности в элементах расчетной схемы при неполнофазном режиме работы ШР на ПС1

Узел			Режим
узел	1	2	3	4	5
1	3,06	3,54	5,31	4,58	0
2	1,73	0	3,00	2,59	12,2
3	1,6	1,85	0	2,4	0
101	3,06	3,54	5,31	4,58	22,0

Таблица 4.

Значения напряжений 3U_О в элементах расчетной схемы при неполнофазном режиме работы ШР на ПС1

Узел	Режим
	1	2	3	4	5
1	6,77	7,14	8,25	10,53	0
2	1,03	0	1,26	1,6	16,5
3	1,52	1,6	0	2,36	0
101	6,77	7,14	8,26	10,53	108,0

Ниже произведена проверка уставок релейной защиты ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2". При этом используются данные из проекта релейной защиты и линейной автоматики этой ВЛ.

Согласно проекту уставки равны:

для токовой защиты нулевой последовательности ВЛ:

Со стороны ПС	Значение первичного тока нулевой последовательности, кА
	I ступень	II ступень	III ступень	IV ступень
ПС2	3,10	0,88	0,81	0,077
ПС1	3,01	1,86	1,55	0,178

Все ступени выполнены направленными; для токовой защиты нулевой последовательности шунтирующего реактора:

I ступень - 1,55 кА; II ступень - 0,178 кА.

Уставки на срабатывание пусковых органов устройств блокировки при качаниях (тип ПДЭ 2001) и основной ВЧ защиты линии (тип ПДЭ2003):

U_{2 (ВТОР)} = 2B; I_{2 (ВТОР)} = 0,05 А при (7)

К_т= 3000/1; К_u= 750/0,1.

Для основной ВЧ защиты линии требуется обеспечить отстройку от запуска ВЧ каналов основной ВЧ защиты, так как непрерывная циркуляция сигналов по ВЧ каналу недопустима по условиям термической стойкости аппаратуры, хотя сама защита и нечувствительна к такой несимметрии.

Так как в панели защиты ПДЭ 2001 используют устройство блокировки при качаниях не типа КРБ, а реагирующее на приращение тока обратной последовательности DI₂, то эта защита нечувствительна к длительному току обратной последовательности.

Для токовой защиты нулевой последовательности, установленной со стороны ПС1, учитывается, что защита реагирует на ток на линейной стороне реактора, работающего в неполно-фазном режиме.

Из приведенного выше следует, что уставка IV ступени токовой защиты нулевой последовательности рассматриваемой линии со стороны ПС2 равна 3I_о.сp= 0,077 кА. Уставка III ступени равна 3I_о.ср = 0,81 кА. При одностороннем включении линии со стороны ПС2 ток 3I_о равен 0,219 кА в таблице 3 настоящего приложения, ток ветви 2-102 в режиме 5. Таким образом, загрубляют или на время включения линии с двух сторон выводят из действия IV ступени данной защиты. Во всех остальных режимах уставки IV и III ступеней данной защиты надежно отстроены от несимметрии 3I_о в рассматриваемом неполнофазном режиме в таблице 3 настоящего приложения, ветвь 2-102, режимы 1-4.

Вместе с тем, уставка II ступени токовой защиты нулевой последовательности шунтирующего реактора (3I_о.ср = 0,178 кА) не отстроена ни в одном из рассматриваемых режимов от тока нулевой последовательности при неполнофазной работе ШР в таблице 3 настоящего приложения, ветвь 101-0, режимы 1-5. В связи с этим либо загрубляют эту уставку, либо выводят II ступень из действия в этом режиме. Уставка I ступени токовой защиты нулевой последовательности шунтирующего реактора 3I_о.ср = 1,55 кА надежно отстроена оттока нулевой последовательности во всех режимах 1-5 при неполнофазной работе ШР, в таблице 3 настоящего приложения, ветвь 101-0.

При отстройке от запуска ВЧ каналов защиты ПДЭ-2003 учитывается, что пусковые органы обладают более высокой чувствительностью (в 1,5-2,0 раза), чем приведенные выше параметры пусковых органов на срабатывание.

С учетом коэффициентов трансформации получим для указанных уставок, отнесенных к первичной стороне:

I_{2(перв.вч)}= (0,05/2) (3000/1) = 75 А;

U_{2(перв.вч)}= (2/2) (750/0,1) = 7,5 кВ.

В некоторых из режимов 1-4 токи I₂ на линии за ШР по концам ВЛ 750 кВ "ПС1-ПС2" составляют 0,012-0,02 кА, в таблице 2 настоящего приложения, ветвь 2-102. Именно эти токи используются в комплектах защиты. Напряжения U₂ находятся в пределах 1,73-5,3 кВ, в таблице 4 настоящего приложения, узлы 1,2,101. Таким образом, уставки рассматриваемых пусковых органов отстроены от несимметрии при неполнофазном режиме работы ШР, который существует длительно.

Уставки указанных пусковых органов не отстраивают от несимметрии неполнофазного режима реактора при одностороннем включении ВЛ 750 кВ, в таблице 2 настоящего приложения, ветви 101-0 и 2-102, режим 5 и таблице 4 настоящего приложения, узлы 2 и 101, режим 5, так как данный режим кратковременный, а потому запуск ВЧ канала допускается. Целесообразно также изменить порядок включения и включать линию в этом случае со стороны ПС1.

5. Обеспечение защиты от перенапряжений подстанции при неполнофазном режиме работы ШР

При неполнофазных включениях линии с любой стороны в случае наличия трех реакторов на отключенной фазе ВЛ и независимо от того, сколько ШР на включенных фазах, в том числе и при неполнофазном реакторе, возникают резонансные повышения напряжения, достигающие с учетом потерь мощности от короны 1,3 - 1,4 U_ф. Проектом для исключения таких повышений напряжения предусмотрена установка нормально шунтированных компенсационных реакторов (КР), которые вводятся на время бестоковой паузы ОАПВ.

При неполнофазном режиме работы одного из ШР со стороны ПС1 (8 фаз ШР на линии) при отключении с двух сторон фазы ВЛ наличие КР в нейтрали всех этих ШР расстраивает резонанс и снижает напряжение на отключенной фазе ВЛ с 1,4 до 0,6 (при включении 9 фаз ШР

до 0,5). Поэтому обеспечение автоматического ввода предусмотренных проектом КР во время ОАПВ сохраняется время введения неполнофазного режима работы ШР.

Согласно проекту защита от всех видов перенапряжений обеспечивается и при 2 ШР на линии (по одному на каждом конце ВЛ), поэтому специальных мероприятий для обеспечения защиты от перенапряжений при неполнофазном режиме работы одного из ШР на ПС1 не требуется.

При неполнофазно работающем ШР включение линии для синхронизации, а также при АПВ производится со стороны ПС1, что позволяет практически исключить протекание утроенного тока нулевой последовательности вдоль ВЛ и снизить установившиеся перенапряжения даже на фазе ВЛ без ШР с 1,1 до 1,05 и ниже, увеличив тем самым время включения ВЛ с 20 мин до 1 ч.

6. Обеспечение электробезопасности и термической стойкости заземляющих устройств распределительных устройств подстанций при неполнофазном режиме работы ШР

При входном сопротивлении ЗУ 0,25 Ом допустимый длительный ток через нейтраль ШР или AT для обеспечения термической стойкости не превышает 650 А.

При неполнофазной работе ШР 750 кВ на ПС-1 расчетный ток через нейтраль этого ШР равен 239 А, а через нейтраль AT 750/500 кВ

около 30А. Даже большее из них значение существенно ниже допустимого, поэтому ограничения по условиям работы ЗУ отсутствуют.

7. Конструктивные изменения и переключения в распределительном устройстве и на подстанции для обеспечения возможности применения неполнофазной работы ШР

Для возможности применения неполнофазного режима работы ШР его поврежденная фаза должна быть отсоединена от ошиновки со стороны вводов высшего напряжения и групповой нейтрали.

При выполнении указанного выше можно не переводить разъединители и выключатели в цепи ШР на пофазное управление и не отключать или переводить на другие измерительные трансформаторы цепи релейных защит ошиновки, но использовать в системе защиты линии и подстанции от перенапряжений разрядники отключенных фаз соответствующего оборудования.

После демонтажа спусков отключенные разъединители и выключатели в цепи ШР включаются обратно.

Типовое устройство контроля изоляции вводов (КИВ) на высоковольтных вводах при неполнофазном режиме работы ШР выводится из работы.

Двухэлементные счетчики электрической энергии на присоединениях в зоне неполнофазно включенного ШР рекомендуется заменить трехэлементными, то есть содержащими три однофазных измерительных устройства в счетчике, так как двухэлементные счетчики не учитывают токи нулевой последовательности.

8. Ведение режимов линий электропередачи при неполнофазном режиме работы ШР

Так как проведенные расчеты показали, что неполнофазный режим работы ШР 750 кВ на ПС 1 допустим по всем условиям, то специальные ограничения или требования по ведению режима линии электропередачи 750 кВ "ПС1-ПС2" не предъявляются.

Приложение 3 к Методическим указаниям по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт

Основные соотношения между параметрами схемы по последовательностям при неполнофазном отключении автотрансформатора или шунтирующего реактора

Симметричные составляющие токов и напряжений в месте разрыва цепи	Отключение фаз реактора или автотрансформатора
	двух	одной
I1	I1 =I2 = I0
I2
I0
U1		U1=U2=U0
U2
U0

	Приложение 4 к Методическим указаниям по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт
	Форма

Протокол введения неполнофазного режима работы автотрансформатора
(шунтирующего реактора на подстанции)

В связи с временным выводом _______ из работы
(дата)
фазы №_______________ автотрансформатора_______________
(или шунтирующего реактора) остающиеся фазы №___________ и
№_______ начинают работать в неполнофазном режиме
с___________
(дата)
1. Исходная схема электрических соединений на ПС (до введения неполнофазного
режима работы оборудования) в рабочем режиме

описание или чертеж.
2. Создаваемая схема электрических соединений на ПС (после произведения
необходимых переключений на момент введения неполнофазного режима работы
оборудования)

описание или чертеж.
3. Выполняемые мероприятия:
3.1. Определение возможности симметрирования и его способ

Для осуществления симметрирования произведены соответствующие переключения:________________________________________________________
Ответственное лицо:		_______________					___________
		(ф.и.о., должность)					(подпись)
3.2. Обеспечение условий работы генераторов электростанций и приемников электроэнергии:___________________________________________
_______________________________________________________________
Ответственное лицо:		_________________						__________
		(ф.и.о., должность)						(подпись)
3.3. Обеспечение условий работы грозозащитных тросов ВЛ: __________________________________________________________________
Ответственное лицо:		____________________						__________
		(ф.и.о., должность)						(подпись)
3.4. Обеспечение функционирования релейной защиты: ___________________________________________________________________ ___________________________________________________________________
Ответственное лицо:			________________					_________
			(ф.и.о., должность)					(подпись)
3.5. Обеспечение защиты от перенапряжений ПС: ___________________________________________________________________
Ответственное лицо:			______________					_________
			(ф.и.о., должность)					(подпись)
3.6. Обеспечение электробезопасности и термической стойкости распределительных устройств ПС:_____________________________________
______________________________________________________________
Ответственное лицо:			_______________					__________
			(ф.и.о., должность)					(подпись)
4. Зафиксированные параметры режима: ________________________ _____________________________________________________________
На основании пп. 1-4 настоящего протокола введение неполнофазного режима работы AT (ШР) № _________ утверждаю.
Ответственное лицо: _____________________								__________
			(ф.и.о., должность)					(подпись)

Приложение 15 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для персонала специализированных, ремонтных организаций, в системе Министерства энергетики Республики Казахстан, эксплуатационного персонала электростанций, при проектировании, подготовке и проведении ремонта оборудования пылеприготовления.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) центробежный сепаратор

промышленное оборудование, предназначенное для разделения потока, использующее центробежный способ разделения;

2) циклон

воздухоочиститель, используемый в промышленности, а также в некоторых моделях пылесосов для очистки газов или жидкостей от взвешенных частиц;

3) питатель

это устройство для равномерной подачи насыпных и штучных грузов из бункеров, загрузочных лотков, магазинов и других загрузочных устройств к транспортирующим и перерабатывающим машинам (станкам, мельницам, грохотам);

4) молотковая мельница

мельница, в которой измельчение осуществляется ударами молотков бил, жестко или шарнирно закрепленных на вращающемся в кожухе роторе;

5) шаровая мельница

машина для тонкого измельчения хрупких материалов (сухой глины, угля, песка).

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Схема пылеприготовления представлена на рисунке согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

4. Периодичность и объем ремонта оборудования пылеприготовления обеспечивает его эксплуатационную надежность и экономичность.

5. Изношенные узлы и детали заменяются с учетом известных к моменту ремонта усовершенствований, внесенных заводами-изготовителями и проектными организациями, а также основанных на опыте электростанций. Усовершенствование узлов оборудования повышает надежность, экономичность и износоустойчивость, увеличивает удобство ремонта и унификации деталей.

6. Участок пылеприготовления оборудуется механизмами и обеспечивается приспособлениями и инструментом для производства подъемно-транспортных работ и технологических операций. Монтируются трубопроводы для подачи сжатого воздуха, ацетилена и кислорода, а также постоянная электрическая сеть для сварочных работ.

7. Ремонт оборудования пылеприготовления производится одновременно с ремонтом котла. При наличии резерва оборудование пылеприготовления ремонтируются по мере надобности. Замеченные во время работы неисправности исправляются.

8. Для выявления неисправностей мастером участка ежедневно производится наружный осмотр механизмов пылеприготовления и по графику осмотра пылесистемы.

9. После осмотра выполняются:

1) подтягивание ослабленных болтовых соединений;

2) проверка работы смазочных устройств и пополнение запасов смазки;

3) проверка работы открытых передач приводов и при необходимости очистка и смазка зубьев шестерен, промывка и смазка цепных передач, перешивка приводных ремней;

4) регулирование натяжения и схода пластинчатого полотна или ленты питателей, приводных ремней.

10. Осмотр изнашивающихся элементов производится периодически (по графику). На изнашивающиеся детали предварительно подготавливаются чертежи и делаются заказы на изготовление.

11. При разборке и сборке механизмов во время ремонта проверяются и заносятся в формуляры все размеры и данные, связанные с износом и изменением состояния деталей.

12. Все металлы, применяемые при ремонтах, сертифицируются. Исправление дефектов и обработка деталей при ремонте производится согласно чертежам и техническим условиям.

13. Текущие ремонты производятся по мере надобности 1-2 раза в год.

14. Текущий ремонт производится в объеме:

1) тщательный осмотр всех механизмов и устройств с заменой изношенных и дефектных деталей, не обеспечивающих надежную работу машин до очередного ремонта;

2) подтягивание ослабленных креплений;

3) очистка деталей;

4) проверка износа тяговых цепей и ходовых роликов;

5) осмотр, промывка и регулирование подшипников; смазка подшипников, шарниров цепей, передач приводов и направляющих натяжных устройств;

6) регулирование зацепления передач.

15. Капитальный ремонт производится 1 раз в 1-2 года, в объеме:

1) разборка всех узлов оборудования;

2) проверка состояния деталей и узлов с заменой поврежденных и изношенных;

3) выверка положения опорных рам по осям и отметкам.

16. До вывода оборудования в ремонт выполняются мероприятия:

1) подготавливается типовая ведомость объема работ, которая уточняется после вскрытия и осмотра агрегата;

2) составляется технологический график проведения ремонтных работ;

3) заготавливаются необходимые материалы и запасные части;

4) укомплектовываются и приводятся в исправность приспособления, инструмент, такелажное оборудование и подъемно-транспортные механизмы;

5) подготавливаются рабочие места и площадки для ремонта с указанием мест размещения частей и деталей;

6) укомплектовываются и инструктируются ремонтные бригады.

17. Для обеспечения безопасных условий работы и во избежание аварий, ремонт оборудования пылеприготовления производится по нарядам, оформленным согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) (далее

Правила техники безопасности).

Глава 2. Бункера угля

18. Внутренние стенки железобетонных бункеров зажелезняются и заглаживаются. На внутренней поверхности бункеров и течек отсутствуют выступающие части (детали конструкций, головок заклепок и другого оборудования). Облицовка железобетонных бункеров производится кафельной плиткой.

19. Внутренние углы бункеров, образуемые его стенками, перекрываются плоскостями или закругляются, гарнитура заслонок и отключающих устройств не выступает внутрь во избежание сужения сечения выходного отверстия бункера или течки.

20. Во избежание зависания сырого топлива в бункерах котлов производительностью более 120 тонн/час (далее - т/ч) размеры выходных отверстий бункеров определяются в любом направлении не менее 1 метра. Установка в выходных отверстиях разгрузочных козырьков не допускается.

21. Течки под бункерами по всей длине имеют сечение, равное сечению выходного отверстия бункера.

22. Углы наклона стенок бункеров сырого топлива котельной и течек не менее 60 градусов к горизонту для всех углей и не менее 65 градусов для торфа.

23. В бункерах и течках имеются лючки с плотно закрывающимися дверцами и площадки для шуровки застрявшего топлива.

24. Течки угля выполняются с закругленными углами или круглыми, максимального сечения, без переломов и изгибов. Для предупреждения застревания топлива в течках и налипания его на стенки производится обогрев стенок или применяются вибраторы и обрушители.

25. Эффективными мерами, устраняющими застревание топлива в течках, являются:

1) увеличение их сечения;

2) устранение или сглаживание поворотов;

3) увеличение угла наклона;

4) замена квадратных течек круглыми.

26. При ремонте бункеров пыли проверяется надежность опорных конструкций и подвесок бункеров.

27. Для обеспечения бесперебойной подачи топлива в мельницу на бункерах монтируется автоматический пневмообрушитель. Схема автоматического пневмообрушителя показана на рисунке согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям. В коллектор пневмообрушителя, устанавливаемый на каждом бункере 6, подведен от компрессоров сжатый воздух давлением 3

4 атмосферы. Коллектор представляет собой клапанную коробку с кулачковым валом 3, приводимым во вращение электродвигателем 4 типа А41/С (1 кило Ватт (далее

кВт), 200 Вольт (далее

В), 330 оборотов в минуту (далее - об/мин)). Через редуктор 5 скорость вращения кулачкового вала снижается до 5 об/мин. Воздух от каждого клапана отводится к определенному поясу сопел, встроенных в бункера. Кулачки поворачиваются в такой последовательности, чтобы клапаны открывали проход воздуха в сопла последовательно от низа к верху.

28. Импульсом для включения электродвигателя пневмообрушителя является обрыв топлива на питателе. При отсутствии на ленте питателя слоя топлива опускается установленная на шарнире лопаточка и замыкает контакт.

29. Бункера сырого топлива котельной и пылезавода периодически (по графику) полностью опорожняются для осмотра и очистки от налипшего топлива. Очистка бункеров производится согласно Правил техники безопасности.

30. Для механизации работ по шуровке и очистке от топлива бункеров и течек предусматриваются устройства (пневматические, механические, электровибрационные) с дистанционным или автоматическим управлением.

Глава 3. Питатели угля

31. Ленточные, скребковые, скребково-барабанные и пластинчатые питатели угля применяются для всех видов топлива. Для фрезерного торфа используются пластинчатые и скребковые питатели. Дисковые питатели используются при сыпучих, не замазывающих топливах.

32. Для плавного регулирования числа оборотов электродвигатели переменного тока на питателях угля и пыли всех типов заменяются электродвигателями постоянного тока.

33. Для ремонта питателей сырого угля применяется кран-тележка, согласно рисунку 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям или автопогрузчик грузоподъемностью 0,5

1 тонн.

Параграф 1. Дисковые питатели

34. Техническая характеристика дисковых питателей показана на рисунке 1 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям, дана в таблице 1 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

35. Для повышения надежности работы питателя диаметр его диска увеличивают до 1000 - 1200 миллиметров (далее

мм).

36. Установка дисковых питателей выполняется с соблюдением следующих допусков:

1) отклонение от горизонтали верхнего фланца питателя не более 1,5 мм;

2) торцовое биение диска - не более 2 мм.

37. При ремонте дискового питателя применяются легкие передвижные козлы с откидными балочками из труб. Свободные концы балочек опираются на корпус питателя и на них сдвигают крышку питателя.

38. Диск питателя снимается с вала винтовым съемником, согласно рисунку 2 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям. Для облегчения разборки применяется коническая посадка диска на вал.

39. Уменьшение износа корпуса и заклинивания тарелки питателя сырого угля достигается установкой в корпусе брони со спиральным увеличением зазора между тарелкой питателя и броней. Зазор в спиральной броне дискового питателя увеличивается постепенно по направлению вращения питателя, согласно рисунку 3 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям. Такое устройство увеличивает надежность работы питателя и снижает затраты на ремонт.

Параграф 2. Ленточные питатели

40. Характеристики ленточных питателей определяются согласно таблицы 1 приложения 5 к настоящим Методических указаниям.

41. При установке ленточных питателей угля отклонение опорных металлических конструкций от вертикальной плоскости не более 5 мм. Перекос оси ролика относительно продольной оси питателя не превышается 1 мм. На неподвижных элементах питателя, расположенных близко к краям ленты, не имеются со стороны ленты острых кромок.

42. В ленточных питателях сырого угля изнашиваются ленты, подшипники барабанов, редуктор и муфты. Изношенная лента заменяется. Для снятия лента разрезается. Новая лента соединяется на месте.

43. Для ремонта подшипников барабанов ослабляется натяжение ленты и поднимается барабан.

44. Для ремонта редуктора снимается его крышка, корпус промывается керосином. Осматриваются шестерни и подшипники. При износе зубьев шестерен на 50 %, считая по верху зуба, шестерни поворачиваются для работы другой стороной зубьев. При износе зубьев и с другой стороны на ту же величину, шестерня заменяется, осматривается и, если требуется, ремонтируются муфты.

45. Одной из причин частых неполадок в работе ленточных питателей сырого угля является застревание крупных кусков угля или других предметов на выходе из бункера, что приводит к повреждению и износу ленты и обрыву слоя топлива на ленте.

46. Для устранения этой неполадки уменьшается скорость ленты, при этом увеличивается толщина слоя топлива на ленте и расстояние между лентой и регулирующим шибером на течке угля из бункера. Это достигается установкой дополнительной пары шестерен между редуктором и ведущим барабаном питателя, согласно рисунку 1 приложения 5 к настоящим Методическим указаниям, или уменьшением диаметра ведущего барабана.

47. Уменьшение скорости ленты приводит к ухудшению регулирования, так как увеличивается запаздывание, а уменьшение диаметра ведущего барабана приводит к более быстрому повреждению стыка ленты.

48. При выходе угля из течки на ленту на заслонке, регулирующей толщину слоя, устанавливается откидной клапан с грузом, согласно рисунку 2 приложения 5 к настоящим Методическим указаниям. При прохождении крупных кусков угля или посторонних предметов дверца приподнимается, а затем под действием противовеса становится на место.

49. Чтобы устранить налипание на ленту и затаскивание под нее топлива по ходу, в месте ссыпки топлива устанавливаются ножи (скребки) с противовесом.

Параграф 3. Скребковые питатели

50. Характеристики скребковых питателей топлива приводятся в таблице 1 согласно приложению 6 к настоящим Методическим указаниям.

51. Для повышения надежности работы скребкового питателя уменьшается его длина за счет реконструкции угольных бункеров и течек, а также за счет перехода с нижней подачи на верхнюю.

52. Для повышения прочности и надежности работы цепей увеличивается толщина пластин на 15

25% против первоначальной и применяется для их изготовления материал повышенного качества (стали марок типа Ст.3, Ст.4).

53. У скребковых питателей, имеющих скребки изогнутой формы, согласно рисунку 1 приложения 6 к настоящим Методическим указаниям, заменяются прямыми с ребром жесткости, а крепление к цепям выполняется болтами, реконструированный скребок согласно рисунку 2 приложения 6 к настоящим Методическим указаниям.

54. Для уменьшения износа столов привариваются к полотну стола две продольные стальные полосы размером 100х6 мм, по которым и двигаются скребки.

55. Для уменьшения налипания топлива и прессования его на столах питателей к нижним кромкам скребков привариваются стержни (зубья) для ворошения налипшего угля. Приварка стержней производится на двух смежных скребках в интервале через 15

20 скребков. Привариваются к боковым стенкам короба изнутри над цепями 2 направляющих уголка, которые не дают скребкам приподниматься и проходить сверху налипшего на стол угля, это заставляет скребки все время двигаться у самой поверхности стола и удаляется налипшее топливо. Полки направляющих уголков отгибаются для создания "приглашающего" входа.

56. Быстро изнашивающиеся червячные редукторы скребковых питателей заменяются шестеренчатыми.

57. У привода питателя ненадежные шарнирно-пластинчатые цепи заменяются шестеренчатой передачей.

Параграф 4. Пластинчатые питатели

58. Технические характеристики пластинчатых питателей топлива указаны в таблице 2 согласно приложению 6 к настоящим Методическим указаниям.

59. Основные недостатки и повреждения пластинчатых питателей:

1) попадание топлива под питатель из-за отсутствия бортового уплотнения полотна и щелей между пластинами;

2) налипание на пластины топлива, попадание его под полотно питателя, спрессовывание между полотном и подом и нарушение нормальной работы ходовой цепи механизма при большой толщине слоя;

3) вытягивание и провисание в процессе эксплуатации ходовой цепи настолько, что пластины начинают задевать за дно питателя, вследствие чего происходит обрыв цепи. Обрывы цепи при ее подтягивании;

4) пыление и подсосы воздуха из котельной при работе питателей без закрытого кожуха;

5) износ пальцев цепей;

6) выход из строя чугунного натяжного устройства при перегрузке или попадании посторонних предметов;

7) выход из строя чугунных муфт.

60. Для повышения надежности работы пластинчатых питателей рекомендуются мероприятия:

1) при выходе из бункера устанавливается бортовое уплотнение, чтобы предотвратить попадание топлива под питатель;

2) чугунное натяжное пружинное устройство и муфты заменяются стальными.

Глава 4. Бункера пыли

61. Надежное и равномерное движение пыли в бункере, обеспечивается расширением выходного отверстия. Входные размеры пылепитателей соответствуют размерам выходного отверстия бункера.

62. Стены бункеров выполняются вертикальными или с обратным уклоном их к вертикали, а выпускные ячейки располагаются непосредственно около стен (без промежуточных наклонных переходов).

63. Бункер выполняется абсолютно плотным и хорошо утепленным, особенно со стороны холодных стен котельной и окон, нижняя часть бункера на высоте 1,5

2,5 метра обогревается горячим воздухом, согласно рисунку 1 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям, с температурой 150-200 градус Цельсия (далее -

С). Расход воздуха на один бункер обеспечивается около 250

300 кубический метр/час (далее - м³/ч).

Сооружения бункеров пыли, имеющих общие стенки с бункерами угля, не допускается.

64. Особое внимание уделяется форме выпускных ячеек. Для устранения образования сводов "горки" между ячейками выполняются с несимметричным наклоном стенок.

65. Внутренняя поверхность бетонных бункеров зачищается и зажелезняется. Углы округляются и выполняются с радиусом не менее 0,3

0,5 метра.

66. Ввод пыли в бункер рассредоточивается, для чего имеется не менее одной течки на 3 метра длины бункера и пыль подается над застойной зоной, согласно рисунку 1 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям. При такой подаче происходит непрерывное обновление верхних слоев пыли, что предотвращает самовоспламенение ее на поверхности и создает более благоприятные условия для движения пыли у наклонных стен бункера.

67. Полная очистка бункера от пыли и осмотр очищенного бункера производится при каждом капитальном ремонте котла.

68. Во время эксплуатации опорожнение бункера от пыли не разрешается.

Глава 5. Питатели пыли

69. Для каменных углей на электростанциях применяются лопастные питатели пыли, для бурых углей - шнековые. Лопастными питателями обеспечивается более равномерная подача пыли.

70. До остановки питателя на текущий ремонт закрывается заслонка над питателем и срабатывается угольная пыль, оставшаяся в питателе. При остановке питателя на капитальный ремонт срабатывается угольная пыль, имеющаяся в бункере, бункер очищается от пыли.

71. К разборке питателя приступают после оформления допуска на вывод его в ремонт и снятии напряжения с электродвигателя.

72. До начала разборки питателя у рабочего места подготавливаются инструменты, обтирочный материал, керосин, ящики для мелких деталей, лист фанеры или металла для укладывания на него промытых и очищенных деталей.

73. Ремонт питателей пыли в зависимости от объема ремонта производится в механической мастерской, на специально оборудованной площадке или на месте установки.

74. До начала ремонта производится осмотр питателей пыли:

1) плотность корпусов (отмечаются места пылений или утечки пыли во время работы пылепитателя);

2) состояние привода;

3) плавность и легкость регулировки подачи пыли пылепитателями и отсутствие чрезмерного нагрева подшипников при их работе;

4) степень износа клиновидного ремня шнекового питателя пыли;

5) состояние смазочных устройств и отсутствие утечек масла через уплотнения, правильность заполнения смазкой;

6) плотность отсекающих пыль шиберов, легкость их хода, наличие указателей открытия-закрытия;

7) отсутствие каких-либо ненормальностей в работе пылепитателей (значительной вибрации, шума, ударов, нагревания трущихся элементов);

8) нагрузку электродвигателей по приборам (превышение нагрузки по амперметру указывается на ненормальность работы агрегата).

75. При разборке питателя обращается внимание на:

1) характер износа лопастей шнекового питателя и выработку их у лопастного питателя;

2) состояние валов, отсутствие конусности и эллипсности их шеек;

3) качество сальниковых уплотнений и соединений отдельных элементов шнекового и лопастного питателей пыли;

4) износ подшипников, плотность посадки их на вал, состояние корпусов подшипников.

Параграф 1. Лопастные питатели

76. Лопастные питатели на рисунке 1 согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям, установленные на электростанциях, имеют характеристики, приведенные в таблице 1 согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям.

77. Наиболее частые повреждения лопастных питателей пыли:

1) срезание предохранительного штифта при попадании в корпус питателя посторонних предметов (щепы, кусков металла, электродов, проволоки) и заклинивание ими ворошителя, подающего и мерительного лопастных колес. Срезание штифта обнаруживается по резкому падению производительности питателя и уменьшению тока в электродвигателе;

2) износ ворошителя от истирания пылью, поломки от заклинивания при попадании посторонних предметов или наличия раковин, усадочных трещин и других пороков в стальном литье. Состояние и характер износа ворошителя определяются осмотром через люк или при разборке и выемке ворошителя;

3) износ подшипников, шестерен, червячной пары вследствие неправильной эксплуатации, повышенной вибрации, неправильной сборки подшипников и шестерен, попадания через сальниковое уплотнение пыли в смазку, применения загрязненной смазки, вызывающей появление царапин и задиров, а также наличия раковин, шлаковых включений и других пороков в чугунном и бронзовом литье. Степень и характер износа деталей обнаруживается при разборке;

4) заедание винта и гаек приводного механизма и клапанов в результате заполнения верхнего корпуса влажной пылью, препятствующей закрытию клапанов, предотвращающих поступление пыли из бункера в питатель, а также попадание пыли на винт, или дефектной нарезки винта и неправильной сборки привода. Степень износа деталей определяется осмотром деталей привода, а также верхней части корпуса через открываемый люк.

78. Сравнительно реже бывают следующие повреждения:

1) выбивание люка в результате заклинивания механизма посторонними предметами вследствие недостаточно надежной конструкции крепления люка внутренней планкой или недоброкачественного материала;

2) пыление через разъемы в корпусе питателя и крышках люков в результате неправильной сборки, износа прокладок, наличия раковин и других дефектов в отливке;

3) искривление вала в результате неудовлетворительной сборки при заклинивании насаженных на вал деталей посторонними предметами, искривление вала вызывает увеличение вибрации механизма.

79. Порядок разборки и осмотра лопастных питателей пыли в случае ремонта их на месте установки следующий:

1) разбирается муфта, подводится под электродвигатель тележка, согласно рисунку 2 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям, отворачиваются болты, крепящие электродвигатель к корпусу питателя, осторожно опускают электродвигатель на тележку или площадку обслуживания питателей - на специальные деревянные подкладки. Восстанавливается имеющаяся маркировка на разобранных деталях и пальцах муфты. Осматриваются пальцы и полумуфта и устанавливается степень их износа;

2) сливается масло из редуктора, снимается маслоуказатель и масленки, разбираются и очищаются от масла, промывается керосином и вытирается насухо;

3) отворачивается гайка, крепящая валик планки люка, снимается крышка, резиновая прокладка и валик с планкой;

4) разбирается привод клапанов (маховик, нажимная втулка сальника, шпонка валика, рычаги), снимаются при необходимости отсекающие клапаны (шибера);

5) вытаскивается закладная шпонка, отворачивается винт и снимается захватывающая муфта, вытаскивается предохранительный штифт и снимается ворошитель, при поломке ворошитель заменяется;

6) отворачиваются винты, крепящие крышку корпуса подающего лопастного колеса, и, используя отжимные болты, снимается крышка;

7) вытаскиваются два штифта, крепящие лопастные колеса, и снимается подающее лопастное колесо, снимается верхняя часть корпуса (чашка) подающего лопастного колеса и мерительное лопастное колесо;

8) отворачивается винт, снимается нижняя часть корпуса (чашка) лопастного мерительного колеса;

9) разбираются трубки для смазки, детали привода и клапан спуска пыли (валик, рычаг, палец, рукоятка, шпонка и клапан), очищаются и осматриваются посадочные места и уплотнительные поверхности клапана, проверяется отсутствие выработки, забоин, рисок, вмятин и решается вопрос об объеме ремонта или необходимости замены деталей;

10) отворачивается контргайка и упорная цапфа вертикального вала, болт, снимается шайба вертикального валика, а также остальные болты, снимается нижняя часть корпуса питателя с деталями редуктора, червячная шестерня с вертикального вала, вытаскивается вертикальный вал, снимается крышка сальника и выбивается бронзовая втулка сальника из средней части корпуса;

11) очищается и промывается вал и остальные детали керосином и вытираются насухо. Осматривается вал, его шейки и места прохода через сальник и убеждаются в отсутствии повреждений, трещин, задиров и забоин, эллипсности и конусности посадочных мест, допустимых лишь в пределах до 0,05 мм. При наличии трещин, недопустимой эллипсности и конусности шеек вала заменяется;

12) осматривается состояние бронзовой и нажимной втулок сальника и устанавливается возможность их дальнейшего использования.

Осматривается состояние втулочных подшипников и их посадочные места, если зазор между шейкой вала и втулочным подшипником более 0,1 мм, подшипники заменяют.

Осматриваются лопастные подающие и мерительные колеса и их посадочные места. Лопастные колеса заменяются при недопустимой разработке посадочных мест, вследствие чрезмерного износа, а также зазоров в камерах (радиальных и по высоте), превышающих 0,5 мм на сторону.

Изношенные колеса восстанавливаются наплавкой.

Осматриваются состояние червячной и цилиндрической зубчатых пар. При проверке зацепления величина радиального зазора находится в пределах 0,2

0,3 модуля, разница радиальных зазоров, измеренных с двух торцов, не превышается 0,2 мм, а боковых зазоров

0,1 мм. При центровке шестерен малых редукторов радиальные зазоры измеряется свинцовой проволокой.

При проверке на краску контактная поверхность не менее 75% длины зуба, величина бокового зазора в пределах 0,3

0,5 мм. Величина выработки не превышается 35% толщины зуба;

13) осматривается состояние посадочных мест полумуфты и гнезд для пальцев полумуфт. При разработке посадочного места полумуфты, шпоночной канавки или гнезд для пальцев более, чем это задано посадкой, и при биении полумуфты более 0,2

0,3 мм полумуфта заменяется новой. Пальцы заменяются, если есть трещины, плены и раковины, а также погнутые или легко, с зазором входящие в гнездо полумуфты, эластичные шайбы заменяются при выработке их более чем на 1 мм по диаметру.

Снимаются червячные шестерни и втулки, а также отворачиваются шпильки, снимается крышка и сальник, втулка, шайба и вытаскивается червячный вал с подшипниками, снимается при помощи скобы соединительная полумуфта.

Снимаются упорные и опорные шарикоподшипники.

80. После ремонта и замены изношенных деталей производится сборка лопастного питателя в последовательности, обратной разборке. До сборки питателя производится проверка и необходимый ремонт отсекающих клапанов (заслонок) с перебивкой сальников. После того как клапаны устанавливаются на место вместе с приводами и проверяются на легкость открытия и закрытия их без заедания, далее приступают к сборке лопастного питателя.

81. При контрольной сборке после ремонта деталей пылепитателя на переносном стенде зазоры в мерительных и подающих камерах лопастных колес имеются пределы:

1) радиальный зазор

не более 0,75 мм;

2) зазор по высоте

не более 0,5 мм.

82. Сборка пылепитателя при ремонте его на месте установки производится в следующем порядке:

1) устанавливается вал в среднюю часть питателя, набивается сальник, закрепляется втулка, устанавливается система смазки;

2) насаживается шестерня с втулкой на вертикальный вал питателя, собирается и устанавливается на место на вертикальном валике в нижней части корпуса червячная пара редуктора с упорным и опорным шарикоподшипниками на трехходовом червяке, устанавливаются газовые трубки и угольник для смазки втулки на вертикальном валу. Закрепляется нижняя часть корпуса к средней части корпуса питателя болтами на картонной прокладке необходимой толщины или ватмане, смазанных бакелитом, и устанавливается колпачковая масленка;

3) вворачивается упорная цапфа и регулируется предварительная установка вертикального вала, добивается при этом легкости вращения от руки собранной части редуктора;

4) устанавливается нижняя часть корпуса (чашка) мерительного лопастного колеса в среднюю часть корпуса питателя и насаживается на вал мерительное лопастное колесо, устанавливается верхняя часть корпуса (чашка) подающего лопастного колеса и насаживается на вал подающее лопастное колесо;

5) надевается верхняя крышка корпуса и закрепляется винтами;

6) надевается на вал ворошитель и крепящая втулка, устанавливаются направляющие шпильки, предохранительный штифт и закрепляется втулка винтом;

7) проверяется вручную вращение механизма редуктора с питателем и убеждаются в легкости и плавности вращения;

8) устанавливается клапан спуска пыли с приводом, проверяется легкость открытия и закрытия и правильность работы привода;

9) устанавливаются отсекающие пыль клапаны, если они были сняты, и привод к ним, проверяется плотность закрытия, а также легкость управления приводом, правильность установленных указателей положения клапанов;

10) устанавливаются на прокладки все снятые крышки люков и закрепляются;

11) производится центровка червячного вала с электродвигателем в соответствии с инструкцией по центровке;

12) в процессе сборки пылепитателя измеряются радиальные и вертикальные зазоры, заносятся данные измерений в формуляр, а в недоступных местах снимаются оттиски зазоров, применяя для этой цели свинцовую проволоку. Проворачивается от руки электродвигатель с редуктором.

83. Если возникают заедания при проворачивании механизма вручную или трудности вращения механизма, выясняются и устраняются причины заедания.

84. Возможные причины заедания:

1) перекосы вала;

2) перезатяжка подшипников;

3) слишком тугая набивка корпуса смазкой;

4) повышенное трение набивки уплотнения о вал;

5) не соответствующая заданной посадке обработка вала или корпуса;

6) тугая сборка подшипника;

7) грязь в подшипнике, опилки и так далее.

85. Заполняется смазкой масленки и редуктор. Устанавливается ограждение муфты и закрепляется болтами.

86. При сборке деталей и при замене деталей новыми, соблюдаются следующие технические условия:

1) все острые углы в деталях перед сборкой притупляются, снимаются заусеницы;

2) все винты, болты и шпильки плотно закрепляются нормальным инструментом и ключами;

3) пользование надставками из трубы при затяжке не разрешается;

4) концы шплинтов разводятся;

5) перед установкой шарико-роликоподшипников на место они тщательно промываются бензином для удаления предохранительного жирового покрова, не являющегося смазочным материалом. В процессе сборки создаются условия, не допускающие попадания в шарико-роликоподшипники металлической пыли, стружки, грязи. По окончании сборки подшипников ставятся сальниковые кольца;

6) на трущихся поверхностях втулок не допускаются царапины, забоины и вмятины. Разностенность втулок не допускается превышение допуска на диаметр отверстия (для втулок с внутренним диаметром в пределах от 30 до 50 мм допуск 0,05 мм);

7) детали, свободно насаженные на вал, вращаются легко и равномерно от руки без шатания;

8) при сборке проверяется наличие каналов для смазки и совпадение сопряженных смазочных отверстий и каналов в других деталях;

9) проверяется обеспечение подвода смазки к трущимся поверхностям;

10) все каналы и канавки для смазки очищаются от стружки, грязи и промываются;

11) края смазочных канавок закругляются. Войлочные уплотняющие кольца предварительно пропитываются маслом и плотно облегают вал, не пропуская смазку или пыль;

12) корпус редуктора перед сборкой очищается от опилок и грязи и промывается керосином;

13) внутренние плоскости масляной ванны окрашиваются свинцовым суриком;

14) сборка зубчатых зацеплений производится с соблюдением условий, гарантирующих плавность хода, отсутствие стука и резкого шума, в соответствии с пунктом 79 настоящих Методических указаний;

15) редуктор заливается индустриальным маслом 30 (машинное, марки Л) в соответствии с условиями, указанными подпункте 2) пункта 108 настоящих Методических указаний;

16) обеспечивается в соответствии с чертежами параллельность и перпендикулярность опор валов, осей и других взаимосвязанных деталей и сцентрированность осей между телами;

17) обеспечиваются зазоры между деталями в мерительных и подающих камерах лопастных колес, согласно пунктам 81 и 82 настоящих Методических указаний;

18) величину вертикальных зазоров регулируют затяжкой упорной цапфы вертикального вала.

87. При ремонте заменяются все поломанные и дефектные части и детали питателя, не обеспечивающие качественной сборки механизма в соответствии с данной инструкцией.

88. Не допускаются и бракуются детали, имеющие:

1) раковины и другие поверхностные пороки в чугунных и бронзовых деталях, подвергающихся значительным динамическим нагрузкам;

2) раковины на поверхностях, подвергающихся трению;

3) единичные раковины глубиной более толщины стенки или покрывающие более 10% поверхности;

4) усадочные трещины, не поддающиеся устранению;

5) раковины гнездового характера;

6) раковины и трещины (на зубьях зубчатых и червячных колес, на ободе и у основания зубьев);

7) расслоения, пузыри и другие пороки в обработанных на станках деталях.

89. Для отливок не допускаются раковины глубиной более 20% поверхности, на которой они расположены, а также сквозные трещины.

90. Исправление дефектов на поверхностях деталей, не подвергающихся механической обработке, производится только зачисткой наждачным кругом или вырубкой при условии, что глубина дефектов отливки не выходит за пределы минусового допуска для этих поверхностей (частей корпуса питателя).

91. Места, по которым проходит смазка, трущиеся и сопрягаемые поверхности, а также резьба очищаются и промываются.

92. Бугры, наплывы, литейные швы и другие неровности обрубаются и зачищаются.

93. На поверхностях чугунных и бронзовых отливок, не подвергающихся износу, допускается исправление раковин и других незначительных пороков заваркой их с последующей зачисткой. Погнутые лопасти ворошителя выправляются легкими ударами кувалды.

94. При ремонте корпуса неплотности во фланцевых соединениях и крышках люков устраняются очисткой их от старых прокладок и припиловкой соприкасающихся поверхностей, неплотности в корпусе редуктора устраняются шабрением поверхностей с проверкой их по краске.

Обнаруженные пороки, раковины и повреждения в корпусе устраняются заваркой или заплавкой дефектных мест, а также установкой заплат и бандажей.

95. Поврежденные прокладки, изношенные болты и шпильки, имеющие сорванную и забитую резьбу, заменяются.

96. При ремонте приводного механизма управления клапанами проверяется равенство углов, образованных осями винта и поводков. При несовпадении углов один из поводков поворачивается вокруг оси заслонки, для чего переделывается его шпоночное соединение с валиком.

97. Отсекающие клапаны (заслонки) при наличии большого зазора между ними, а также между ними и корпусом подлежат ремонту:

1) стальные

наплавкой поверхностей электросваркой и последующей обработкой их до нормальных размеров опиловкой;

2) чугунные

установкой накладок. Если это сделать невозможно, клапаны заменяются.

98. Следы коррозии, риски, забоины и другие дефекты на уплотнительной поверхности клапана спуска пыли устраняются опиловкой и притиркой до восстановления необходимой плотности соприкосновения.

99. При ремонте вала забоины, задиры, риски и ржавчина на шейках и посадочных местах вала устраняются опиловкой с последующей шлифовкой наждачным полотном с маслом. Конусность и эллипсность на шейках вала не превышается 0,05 мм.

100. Выявленное проверкой на станке или в собственных подшипниках индикатором искривление вала выправляется на токарном станке, для чего вал устанавливаются в центрах так, чтобы вогнутая сторона находилась сверху. В местах наибольшей кривизны вал необходимо подпирается снизу домкратами, установленными на параллели станка, а на изогнутую часть накладывается медная прокладка и ударами молотка постепенно выправляется вал.

101. При разработке шпоночной канавки в полумуфте строгается новая шпоночная канавка и подгоняется к ней шпонка, изготовленная заново. Пропиливается шпонка по гнезду вала и по этому же размеру подгоняется шпоночная канавка по гнезду полумуфты. Боковые грани призматических шпонок при этом плотно входят в гнездо. Зазор между гнездом в полумуфте и верхней гранью шпонки равен 0,2 мм.

102. Ремонт пальцев и кожаных шайб полумуфты производится, как указано в пункте 79 настоящих Методических указаний. При разработке посадочных мест во втулочных биметаллических подшипниках больше допустимой и зазора между шейкой вала и подшипником более 0,05 мм на сторону подшипники заменяются новыми.

103. После проверки наличия масла в масленках и общего осмотра по требованию мастера участка пылепитатель включается вахтенным персоналом в работу для опробования его без пыли в течение 1,5

2 часа.

104. Перед пуском питателя для обкатки на холостом ходу проверяется исправность электродвигателя и электропроводки, правильность положения пусковых и регулирующих устройств, правильность заполнения смазкой редуктора по указателю и наполнение масленки, подающей масло к валу питателя, закрытие отсекающих клапанов (заслонок) у бункера, клапаны спуска пыли, плотность закрытия люков крышками, легкость вращения вручную механизма питателя.

105. Пускается электродвигатель и устанавливается требуемое число оборотов пылепитателя. Наблюдение за работой пылепитателя на холостом ходу ведется ремонтным персоналом и заключается в прослушивании механизма, проверке вибрации и отсутствия недопустимого нагрева подшипников и сальников.

106. Допустимая величина вибрации агрегата

не более 0,1 мм.

После капитального ремонта червячной и зубчатой передач масло меняется по заключению химической лаборатории.

107. При нагреве подшипников выше 60

С останавливается питатель и проверяется состояние смазки подшипников, зазоры в подшипниках и между вращающимися деталями. При нагреве сальников ослабляется затяжка букс. При повышенной вибрации проверяется центровка агрегата и правильность посадки деталей на вал, отсутствие слабины.

108. Во время работы лопастного питателя пыли под нагрузкой в пробной эксплуатации в течение 24 часов отслеживается:

1) правильностью работы и температурой нагрева подшипников и масла в масляной ванне редуктора, которая не превышает 70

С;

2) правильностью работы смазочных устройств: за заполнением смазкой по риске маслоуказателя в редуктор индустриальным маслом 30 (машинное масло марки Л), полным заполнением подшипников качения и масленок, подающих смазку к валу пылепитателя, тугоплавкими смазками;

3) местами утечек масла в крышках и уплотнениях;

4) правильностью и бесперебойностью работы питателя, за тем, чтобы не было недопустимой вибрации подшипников электродвигателя (более 0,1 мм), ненормального шума, стуков, ударов, заеданий, значительного нагревания трущихся частей, а также нагрева и шума в редукторной передаче;

5) отсутствием неплотности, выбивания пыли в корпусе и во фланцевых соединениях пылепитателя, в крышках к лючкам и клапане спуска пыли;

6) плавностью и легкостью регулирования подачи пыли пылепитателем в пределах 450 - 1350 об/мин;

7) нагрузкой электродвигателя питателя по приборам (превышение нагрузки по амперметру против нормальной указывает на ненормальность работы агрегата);

8) правильностью положения указателя открытия и закрытия клапанов, установки стопора клапана спуска пыли.

109. При прекращении подачи пыли питателем:

1) перекрывается доступ пыли в бункера, закрываются клапаны, срабатывается пыль в корпусе, останавливается электродвигатель, снимается напряжение и открывается клапан для спуска оставшейся пыли из корпуса питателя;

2) вскрывается крышка люка для доступа к механизму питателя, проверяется, не заклинен ли ворошитель и нет ли в корпусе питателя посторонних тел (щепы, металлических кусков), и удаляются;

3) проверяется целость предохранительного штифта и заменяется его новым в случае повреждения;

4) при заклинивании колес производится разборка механизма, снимается ворошитель, крышки, чашки, подающие и мерительные лопастные колеса;

5) очищаются все детали от пыли и посторонних тел и устанавливаются на место, заменяя при этом дефектные, проворачивается вручную за муфту механизм питателя, убеждаются в легкости и плавности его вращения, закрывается крышка люка и клапан спуска пыли, заполняется масленка подшипника и камера редуктора смазкой и вновь пускается питатель в работу.

110. Чтобы пыль не попадала в ванну редуктора у лопастных питателей отдаляется камера редуктора от пылевой камеры, согласно рисунку 1 приложения 9 к настоящим Методическим указаниям. Применяется двойное фетровое уплотнение с подачей солидола масленкой в свободную полость между двумя фетровыми кольцами. В питателях, где наблюдается попадание пыли в редуктор из-за малой высоты сальниковой камеры (около 20 мм), ее высоту следует увеличить до 40

60 мм.

Параграф 2. Шнековые питатели

111. Шнековые питатели пыли показаны на рисунке 3 согласно приложению 9 к настоящим Методическим указаниям, а их характеристики приведены в таблице 1 согласно приложению 9 к настоящим Методическим указаниям.

112. Наиболее частые повреждения шнекового питателя пыли:

1) истирание кромок спирали шнека и кожуха изнутри. Истирание шнека обнаруживается через лючки или по уменьшению нагрузки по току против нормальной;

2) искривление и поломка вала шнека в результате неудовлетворительной сборки или запрессовки шнека угольной пылью. Искривление вала обнаруживается наблюдением за шнеком и прослушиванием его во время работы. Незначительные искривления обнаруживаются при разборке шнекового питателя;

3) износ шариковых подшипников, происходящий в результате неспокойной работы шнека, применения некачественной смазки, забивания подшипника угольной пылью или работы подшипников без смазки. Характер износа определяется при разборке шнекового питателя и подшипников;

4) износ шеек валов в результате неправильной сборки подшипников, неспокойной работы шнека или нарушения системы смазки;

5) пыление через сальниковые уплотнения, которое может быть результатом неправильной сборки, плохой набивки сальников, недостаточной плотности сальника или выработки самой набивки;

6) обрывы клиновидного ремня вследствие неправильной сборки привода или использования недоброкачественного ремня.

113. Порядок разборки и осмотра шнекового питателя пыли:

1) снимается ограждение ведомого и ведущего колес привода, отворачиваются болты крепления;

2) снимаются ремни, подводится под электродвигатель тележку, верхний лист которой изогнут, и отворачивают болты, крепящие электродвигатель к корпусу питателя. Осторожно снимается электродвигатель и устанавливается на специальные деревянные подкладки;

3) снимаются масленки, разбираются, очищаются от масла, промываются керосином и вытираются насухо;

4) отворачивается упорная гайка на валу шнека, стягивается ведомое колесо при помощи съемника. При снятии колеса проверяется плотность посадки его на вал щупом (щуп толщиной 0,05 мм не входит между колесом и валом);

5) снимается крышка корпуса головного подшипника, разбирается упорный подшипник, отворачиваются болты корпуса и снимается опорный подшипник с вала вместе с корпусом подшипника. Снимается корпус сальника вместе с нажимной втулкой и вытягивается набивка;

6) открепляется и снимается крышка опорного хвостового подшипника, отворачиваются гайки, открепляется корпус подшипника и снимается вместе с подшипником;

7) снимается и разбирается сальник со стороны хвостового подшипника, очищается и осматривается;

8) вынимается шнек питателя, очищается от пыли и осматривается. Устанавливается степень износа спирали шнека. При износе спирали на 2 мм на сторону подготавливается новая спираль или шнек;

9) осматриваются шейки валов, наличие на них задиров, рисок, отсутствие эллипсности и конусности. Эллипсность и конусность допустимы до 0,05 мм. Проверяется обработка вала в местах прохода его через сальник, которая в этом месте будет

6;

10) разъединяется корпус питателя на составные части. Определяется износ корпуса изнутри измерением диаметров составных частей корпуса по концам. При износе полости корпуса свыше 4 мм по диаметру изношенные части заменяются.

114. После ремонта и замены изношенных деталей производится сборка шнекового питателя в последовательности, обратной разборке.

115. До сборки питателя производится осмотр и необходимый ремонт задвижки с перебивкой сальника. После установки задвижки на месте над переходным патрубком корпуса производится осмотр задвижки и ее привода и расхаживается, задвижка при этом закрывается и открывается отверстие пылевого бункера без значительных усилий и плотно сходится в имеющуюся канавку в переходном патрубке корпуса питателя.

116. Сборка шнекового питателя производится в порядке:

1) собирается корпус питателя по частям и устанавливается на место. Зачищаются фланцы от старого уплотнения, проверяются все стыкуемые плоскости по шаблону или линейке, имеющиеся на зеркале фланца неровности и риски устраняются напильником. Отклонение верхнего фланца переходного патрубка корпуса питателя от горизонтального положения не превышается

2 мм. Искривленные и поврежденные болты и гайки заменяются новыми. Закладываются в разъемы прокладки из паранита или картона толщиной 1,5 мм и плотно затягиваются болты. Прокладки вырезаются без рванин и неровностей;

2) устанавливается шнек в корпус, собираются и устанавливаются концентрично корпусу сальниковое уплотнение из пеньковой набивки или технического войлока, набивка при этом плотно заполняются гнезда корпуса и туго схватывается вал;

3) закладывается технический войлок в сальник корпуса подшипника, укрепляются корпуса подшипников с обоих концов шнека. В разъеме между корпусами подшипников и корпусом шнека закладывается асбестовый шнур диаметром 20 мм или пеньковую жировую набивку и плотно затягивается;

4) собирается упорный подшипник. Торцовый зазор со стороны упорного подшипника определяется в пределах 0,15

0,2 мм, а со стороны опорного - не менее 5 мм с целью обеспечения свободного расширения вала. Выверяется положение шнека в корпусе. Зазор между спиралью шнека и корпусом определяется не больше 2 мм на сторону. После выверки шнека окончательно закрепляется упорный подшипник;

5) закладывается войлочная набивка в крышку головного подшипника, устанавливаются крышки обоих подшипников;

6) проверяется и подгоняется шпонка ведомого колеса, шнека, насаживается колесо на вал с натягом 0,05 мм. Проверяется посадка колеса по вертикали угольником и отвесом. Отклонение колеса от вертикали не более

0,5 мм;

7) устанавливается электродвигатель с ведущим колесом. Выверяется положение ведущего колеса

отклонение его от вертикали не превышается

0,5 мм. Проверяется совпадение ручьев на колесах для клиновидных ремней

несовпадение превышается 1 мм. Закрепляется электродвигатель;

8) надевается клиновидные ремни;

9) вворачиваются масленки и заполняются их консистентной смазкой. Проверяется вращение шнека от руки и регулируется затяжка сальников;

10) надевается ограждение колес привода.

117. Погнутые лопасти спирали выправляются легкими ударами кувалды. При невозможно выправления искривления лопасти в холодном состоянии, они нагреваются до 600

700

C (до темно-вишневого цвета). Разрешается нагрев пламенем автогенной горелки.

118. При местном истирании поверхности лопастей спирали больше чем на 10 % поврежденные участки заменяются новыми витками. Изношенные участки обрезаются автогенным резаком, поверхность вала зачищается опиловкой от остатков старой приварки, после чего электросваркой привариваются участки с новыми витками. При общем истирании лопастей спирали свыше 4 мм на сторону заменяется шнек целиком, если он работает неудовлетворительно.

119. Лопасти спирали вырезаются из листовой стали толщиной 5

6 мм по специальному шаблону. Заготовленным виткам в нагретом состоянии придается необходимая форма. Нагрев производится пламенем автогенной горелки до темно-вишневого цвета (600

700

C). После приварки лопастей к валу шнек проверяется и протачивается до необходимых размеров на токарном станке.

120. Искривленные участки вала выправляются в холодном состоянии при помощи домкратов или ударами кувалды. Значительные искривления вала устраняются нагревом пламенем автогенных горелок. Выправление вала считается законченным, когда наибольшая стрела прогиба его не превышает

0,25 мм.

121. Шейки валов и места прохода вала шнека через сальниковые уплотнения обрабатываются на токарном станке. При эллипсности или конусности шеек валов более 0,05 мм, а также при износе шеек валов и участка, где устанавливаются сальниковые уплотнения, изношенные участки наплавляют электросваркой. После этого вал шнека протачивается на токарном станке.

122. После восстановления изношенных участков лопасти, проточки мест прохода вала через сальник, обработки шеек вала, проверки состояния шпоночной канавки под ведомое колесо привода и резьбы под кольца подшипников шнек окончательно проверяется на токарном станке и устанавливается в корпус питателя.

В случае поломки вал шнека заменяется новым или заранее отремонтированным старым шнеком. Восстановление сломанных валов нецелесообразно.

123. Незначительные раковины в корпусах устраняются электросваркой с применением биметаллических (железо-медных) электродов.

124. Фланцевые соединения ремонтируются, как указано в подпункте 1) пункта 116 настоящих Методических указаний.

125. Лючки, имеющиеся на корпусе, вскрываются и после замены асбестового шнура устанавливаются вновь.

126. Проверяется плотность задвижки, как указано в пункте 115 настоящих Методических указаний.

127. Проверяется в корпусе состояние прилива и площадки, к которой крепится электродвигатель.

128. Трещины или другие пороки в приливе не допускаются.

129. При повреждении части корпуса, где имеется прилив под электродвигатель, необходима замена этой части.

130. В сопле для продувки проверяются состояние и плотность резьбы, плотность и наличие колпачка. Заменяется уплотнение между фланцем сопла и корпусом шнекового питателя.

131. Корпуса сальниковых уплотнений, имеющие трещины и раковины, заменяются новыми. Сальниковые нажимные втулки имеют скос, обеспечивающий уплотнение набивки от стенки к центру. Первоначальная затяжка буксы обеспечивает возможность шнеку производить 1,5

2 оборота при опробовании его от руки.

132. Ведомое и ведущее колеса шнекового питателя, имеющие трещины, раковины и дефекты в ступице и на ободе, заменяются новыми. Ручьи на ободе под клиновидные ремни или выступы обода при применении ременных передач подлежат проверке. Имеющиеся неровности удаляются и зачищаются.

133. При слабой посадке ведомого или ведущего колеса из-за выработки посадочного места ступицы колеса заменяются новыми или ремонтируются. Ремонт заключается в проточке ступицы и запрессовке специальной втулки соответствующего диаметра.

134. После проверки наличия масла в масленках и общего осмотра по требованию мастера участка пылепитатель включается вахтенным персоналом в работу для опробования его без пыли в течение 1,5

2 часа.

135. За пылепитателем, работающим на холостом ходу, ремонтным персоналом ведется наблюдение, которое состоит в прослушивании питателя, проверке вибрации подшипников и отсутствия нагрева сальников и подшипников. При нагреве подшипников выше 60

C останавливается питатель, проверяется состояние смазки подшипника, зазоры в подшипнике и между спиралью и корпусом. При нагреве сальников ослабляется затяжка букс.

136. Вибрация питателя допускается в пределах до 0,1 мм. При повышенной вибрации проверяется правильность посадки подшипника и зазоры в самом подшипнике, между подшипником и корпусом, а также посадку ведомого и ведущего колес, натяжение ремней и совпадение ручьев на ободах колес.

Глава 6. Сепараторы

137. На электростанциях устанавливаются сепараторы пыли типов показанных на рисунках 1 и 2 согласно приложению 10 к настоящим Методическим указаниям. Характеристики сепараторов даны в таблице 1 и 2 согласно приложению 10 к настоящим Методическим указаниям.

138. Наиболее частыми повреждениями сепараторов являются:

1) истирание внутреннего конуса, желоба и течки сепаратора частичками пыли. Повреждения внутреннего конуса, желоба и течки выявляются при осмотре их через лазы;

2) истирание и коррозия кронштейнов, на которых подвешен внутренний конус сепаратора. Состояние кронштейнов внутреннего конуса определяется при осмотре сепаратора изнутри;

3) износ внешнего конуса корпуса сепаратора. Износ обнаруживается при определении присосов мельничных сепараторов при помощи флажка из легкой ткани, при опрессовке пылесистемы, а также по пылению. Характер износа и место его определяются после снятия изоляции в районе выявленного присоса;

4) износ поворотных лопаток;

5) защемление приводного механизма регулировочных лопаток. Повреждение обнаруживается внешним осмотром;

6) повреждение взрывных клапанов в результате разрывов материала клапанов или естественного износа. Повреждения обнаруживаются при внешнем осмотре;

7) нарушение изоляции сепаратора.

Повреждения внутренних частей, а также корпуса сепаратора устраняются заменой изношенных участков.

139. До начала ремонта внутреннего конуса сепаратора производится заготовка конических обечаек или полуобечаек в зависимости от объема предстоящего ремонта. Подготовленные для ремонта заготовки пригоняются вне сепаратора. Для увеличения срока службы эти листы наплавляются сталинитом. При заготовке листов учитываются их транспортабельность и возможность подачи через лазы.

При замене значительных участков внутренних частей сепаратора в корпусе вырезается временный лаз таких размеров, чтобы обеспечивается подача заготовок. В этом случае заготовки не только пригоняются, но и частично свариваются вне сепаратора.

Подача заготовок металла производится при помощи талей или других такелажных приспособлений, подвешенных снаружи и внутри сепаратора.

Для удобства подачи заготовок и припасовки их на заготовки привариваются временные монтажные скобы, которые срезаются после замены поврежденного участка.

Вырезка поврежденных участков производится пламенем газового резака.

Для установки сменяемых участков до прихватки применяются установочные скобы.

Приварка новых участков выполняется электросваркой в стык.

140. Для защиты внутреннего конуса от износа бронируется плитами из белого чугуна или марганцовистой стали, согласно рисунку 3 приложения 10 к настоящим Методическим указаниям или наплавкой его твердым сплавом, например электродами типа Т-590 или Т-620.

Применяется наварка стальными прутками диаметром 16 мм с шагом 60

100 мм, согласно рисунку 4 приложения 10 к настоящим Методическим указаниям или бетонируется наружная поверхность внутреннего конуса по сетке с ячейкой 60

60 мм из проволоки диаметром 6

8 мм. Применяется для приготовления бетона быстросхватывающийся глиноземистый цемент, что резко сокращает срок ремонта.

141. Изношенная течка внутреннего конуса заменяется новой или ремонтируется наложением заплат.

142. Изношенные участки корпуса заменяются новыми, изготовленными из листовой стали толщиной 8 мм. Для ремонта корпуса сепаратора снимается изоляция и обнажается весь поврежденный участок, который аккуратно очерчивается мелом и обрезается пламенем автогенного резака.

До полной обрезки к сменяемому участку привариваются одна

две скобы из круглой стали. За эти скобы сменяемый лист привязывается канатом или подхватывается крюком и подвешивается к талям.

Подготовленные новые участки листовой стали подаются к месту повреждения, припасовываются при помощи установочных скоб и прихватываются электросваркой.

Обварка замененного участка производится электросваркой после окончательной пригонки заготовки.

143. При осмотре приводной механизм лопаточного аппарата очищается от пыли и грязи. Заменяются изношенные, погнутые или корродированные детали. Погнутые соединительные кольца и поводки лопаток выправляются. Все места сопряжения механизма смазываются маслом. Устанавливается необходимый угол открытия лопаток для регулировки тонкости пыли.

144. Порванные или поврежденные взрывные клапаны заменяются новыми. Взрывные предохранительные клапаны выполняются из мягкой жести толщиной не более 0,5 мм с одинарным швом посредине либо из листового алюминия толщиной до 1 мм с надрезом посредине. Наиболее часто для взрывных предохранительных клапанов

пользуются асбестовым картоном толщиной 3 - 5 мм. Под асбестовым картоном устанавливается решетка или проволочная сетка с ячейками не менее 50 мм.

145. После ремонта удаляются изнутри куски металла и посторонние предметы, тщательно уплотняются лазы между болтами прокладками из асбестового шнура диаметром 10

20 мм и сильно затягиваются.

146. Плотность сепараторов пыли проверяется при работе вентилятора мельничной системы. Выявленные места присосов устраняются подваркой или наложением небольших заплат из листового металла. Поврежденная изоляция на поверхности сепаратора и снятая для обнажения участков сепаратора восстанавливается после ремонта в первые дни эксплуатации пылесистем.

147. После окончания ремонта сепаратора мастер участка делается запись в ремонтном журнале о том, какой ремонт произведен и какие участки заменены новыми.

148. Проверяется, отвечают ли сепараторы нормам расчета, и в случае, если они лимитируют работу мельниц, проводится их реконструкция.

149. Например, на наружной поверхности внутреннего конуса для гашения скорости крупных частиц и направления их вниз, а также для выравнивания потока по сечению сепаратора приваривается отвеивающее кольцо высотой 200 мм, как показано на рисунке 5 согласно приложению 10 к настоящим Методическим указаниям. Кроме того, для предотвращения закорачивания пылевого потока, помимо лопаток и попадания через верхние зазоры крупных пылинок в готовую пыль, лопаточный аппарат уплотняется верхним и нижним кольцами.

150. Реконструкция сепаратора, согласно рисунку 6 приложения 10 к настоящим Методическим указаниям, заключается в установке под внутренним конусом отбойной плиты, предназначенной для гашения кинетической энергии аэропотока и сепарации крупных частиц с последующим их провеиванием. Для выравнивания потока и объемной сепарации при скоростях 4

4,5 метр/секунда (далее - м/с) делаются цилиндрические вставки.

Вышеупомянутые варианты реконструкций хорошо зарекомендовали себя на пылесистемах, работающих на угле типа АШ.

151. При грубом помоле сепаратор устанавливается под внутренним конусом отбойной плиты и створок для провеивания возврата из внутреннего конуса и крепления под крышкой сепаратора отбойного конуса, согласно рисунку 7 приложения 10 к настоящим Методическим указаниям.

152. Для уменьшения сопротивления сепаратора рекомендуется конусное расширение пылеприводов на входе и выходе сепаратора, согласно рисунку 8 приложения 10 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 7. Циклоны

153. На электростанциях устанавливаются циклоны типов показанных на рисунках 1 и 2 согласно приложению 11 к настоящим Методическим указаниям. Их характеристики даны в таблицах 1 и 2 согласно приложению 11 к настоящим Методическим указаниям.

154. При работе на зольных топливах верхняя часть циклона покрывается броней, выполненной из листовой стали или плиток базальта. Внешняя поверхность корпуса циклона изолируется. Предохранительные клапаны устанавливаются над регулирующей трубой. Сечение и число предохранительных клапанов выбираются согласно Правил взрывобезопасности топливоподачи для приготовления и сжигания пылевидного топлива, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 27 января 2015 года № 39 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10549).

155. Повреждения циклона мельничных систем происходят из-за истирания пылью верхней части корпуса, коррозии регулирующей трубы и патрубков предохранительных клапанов и разрыва их материала.

156. Наиболее частые повреждения циклонов:

1) истирание корпуса и брони циклона на участке входа угольной пылью. Повреждение обнаруживается осмотром циклонов или проверкой присосов на участке циклона;

2) коррозия регулирующей трубы в связи с влагой в газовоздушной смеси. Степень коррозии определяется при осмотре циклона изнутри, через лаз;

3) повреждение предохранительных клапанов в результате разрыва материала клапанов и коррозии из патрубков. Интенсивной коррозии подвергаются те участки патрубков клапанов, которые выведены за пределы котельной. Повреждения взрывных клапанов обнаруживаются внешним осмотром;

4) нарушение изоляции циклона.

157. Изношенные участки корпуса заменяются новыми, изготовленными из листовой стали, толщиной 8

10 мм. Перед установкой эти листы наплавляют сталинитом для удлинения срока службы. Подготовка листов стали для замены изношенных участков производится на вальцах или ручным способом.

158. Поврежденный участок освобождается от изоляции, очерчивается мелом и обрезается пламенем автогенного резака.

159. Спуск сменяемых участков корпуса на площадку циклонов и подача новых листов для замены производятся при помощи талей или блоков, заранее подвешиваемых над циклоном.

160. Приварка новых участков производится электросваркой.

161. В зависимости от характера ремонта до начала его устанавливаются леса.

162. Изношенные участки брони удаляются, и на их место ввариваются новые листы металла. Сварные швы выполняются наружными. Зазоры в стыках с внутренней стороны циклона заделываются и тщательно зачищаются. При использовании брони из базальтовых плиток поврежденные участки брони выкладываются новыми плитками. Плитки базальта закрепляются Т-образными металлическими направляющими и кладутся на цементном растворе.

163. При замене изношенных участков или бронировании внутренней поверхности циклона обращается внимание на недопустимость выступов, так как они значительно ухудшают работу циклона.

164. Циклон бронируется бетоном. Снаружи циклона устраивается опалубка из досок по высоте цилиндрической части и заливается бетоном толщиной 100

120 мм.

165. Корродированные или изношенные участки регулирующей трубы заменяются новыми участками.

При замене регулирующая труба заготавливается на площадке циклонов и затем подается внутрь циклона, где сваривается электросваркой.

Удаление изношенных участков регулирующей трубы и подача новых производятся через лаз или крышку корпуса циклона.

166. Для удобства работ внутри циклона до начала ремонта изготовляются деревянные леса. При крупных ремонтных и реконструктивных работах по сепараторам и циклонам применяется монтажная стрела, согласно рисунку 3 приложения 11 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 8. Мигалки

167. Для спуска пыли из циклона рекомендуются конусные мигалки. Эти же мигалки применяются на течках возврата угля из сепаратора, согласно рисунку 1 приложения 12 к настоящим Методическим указаниям, а также на течках сырого угля перед мельницей. В последнем случае во избежание замазывания к мигалке подается горячий воздух.

168. Характеристики конусных мигалок приведены в таблице 1 согласно приложению 12 к настоящим Методическим указаниям.

169. Чем больше удельная производительность мигалки (в пределах ее пропускной способности), тем выше ее чувствительность и тем лучше она работает. Если же мигалка недогружена, она потеряет чувствительность, вследствие чего произойдет полное забивание пылеспускной трубы или выпуск пыли. Заполнение происходит не непрерывно, а периодически, со всеми вытекающими из этого вредными последствиями. Поэтому диаметр мигалки с запасом не выбирается.

169. Для улучшения работы конусной мигалки рекомендуются следующие усовершенствования:

1) увеличение глубины опорного гнезда клапана мигалок приваркой направляющей втулки;

2) проточка рабочих поверхностей конуса клапана и кромки течки для увеличения плотности мигалки;

3) выполнение одной из стенок корпуса мигалки выдвижной, чтобы обеспечивался доступ к механизму для возможности свободного регулирования ее работы;

4) сигнализация работы мигалок при помощи переключателей, кинематически связанных с рычагами мигалок, переключатели включаются в цепь установленных на тепловом щите сигнальных лампочек, мигание которых свидетельствует о их действии.

170. Если в угле много щепы, на течке возврата из сепаратора более надежно работают клапанные мигалки.

171. В конусных мигалках изнашивается в основном конус, который заменяют новым. Для осмотра мигалки открываются лючки.

172. В клапанных мигалках изнашиваются клапан и подшипники. Для ремонта открывается крышка и заменяются изношенные детали.

Глава 9. Пылегазовоздухопроводы

173. При замене пылепроводов ставятся новые пылепроводы сечением, обеспечивающим следующие скорости на участках:

1) мельница

сепаратор

16 м/с;

2) сепаратор

циклон

11

12 м/с;

3) циклон

мельничный вентилятор

8

9 м/с.

174. Сортамент труб для изготовления пылегазопроводов приведен в таблице 1 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

175. При замене пылегазовоздухопроводов или отдельных их участков при ремонте следует брать толщину стенок:

1) воздухопроводы горячего воздуха диаметром до 1 метра и прямоугольные со стороной до 1 метра выполняются из листовой стали толщиной 2 мм, воздухопроводы больших размеров

из листовой стали толщиной 3 мм;

2) ребра жесткости для круглых коробов горячего воздуха с толщиной стенки 2 мм ставятся при диаметре более 500 мм. Шаг ребер жесткости

1000 мм;

3) пылепроводы от смесителей к горелкам выполняются из стальных труб заводского изготовления с толщиной стенки 6

8 мм (в зависимости от сортамента изготавливаемых труб). На колена привариваются противонаносные накладки;

4) пылевоздухопроводы от воздухораспределительного коллектора до смесителя пыли при подаче пыли горячим воздухом применяются с толщиной стенки 2

3 мм;

5) пылепроводы от воздухораспределительного коллектора до смесителя пыли при подаче пыли мельничным вентиляторам, а также сбросные пылепроводы изготовляются из труб с толщиной стенки 4 мм на прямых участках и 5 мм на поворотах;

6) круглые пылепроводы системы пылеприготовления выполняются с толщиной стенки 4 мм, кроме колен на участке от мельницы до циклона, которые выполняются с толщиной стенки 5 мм;

7) толщина стенок элементов прямоугольного сечения системы пылеприготовления, например воздухораспределительного коллектора, определяется расчетом на прочность, но не превышает 8 мм.

176. На изгибах пылепроводов к горелкам предусматриваются противоизносные накладки.

Колена пылепроводов можно бронировать от износа бетоном, согласно рисунку 1 приложения 13 к настоящим Методическим указаниям. По полупериметру с наружной стороны гиба к пылепроводу приваривается кожух из стального листа толщиной 2

3 мм. В верхних точках кожуха вырезаются небольшие отверстия, через которые заливается бетон. Для лучшего уплотнения бетон утрамбовывается через отверстия, а также постукивается снаружи по кожуху. После схватывания бетона дополняется усадка, дав ей выстояться, далее завариваются отверстия.

177. Производится сварка пылегазовоздухопроводов.

178. Пылегазовоздухопроводы прямоугольного сечения из листов толщиной 3 мм подготавливаются к сварке внахлестку, согласно рисунку 2а) приложения 13 к настоящим Методическим указаниям из листов толщиной 3

5 мм в стык без разделки кромок, из листов толщиной более 6 мм

в стык с разделкой кромок, согласно рисунку 2б) приложения 13 к настоящим Методическим указаниям.

179. Стенки прямоугольных коробов из листовой стали толщиной 2 и 3 мм соединяются подкладным угольником, согласно рисункам 3а), 3б) приложения 13 к настоящим Методическим указаниям, толщиной 5 мм и более

без подкладного угольника, согласно рисунку 3в) приложения 13 к настоящим Методическим указаниям.

180. Прямоугольные короба со сторонами свыше 1000х1000 мм стыкуются пригоночными планками из полосовой стали 60х6 мм, приваренными к торцу короба при его изготовлении. Для уменьшения сопротивления воздушного или газового трактов пригоночные планки устанавливаются снаружи, согласно рисунку 4 приложения 12 к настоящим Методическим указаниям.

181. Для стяжки коробов при их сборке и стыковке применяются коротыши-угольники с соответствующими болтами или клиньями. На стенках прямоугольных коробов угольники устанавливаются приблизительно через 1 метр. При изготовлении коробов угольники привариваются к одному из них, а к другому - только прихватываются и окончательно привариваются при установке коробов на место.

182. Продольные швы коробов круглого сечения из листовой стали толщиной 2

3 мм подготавливаются к сварке внахлестку, согласно рисунку 5а) приложения 13 к настоящим Методическим указаниям, коробов с толщиной стенки 5 мм и более

в стык с накладкой, согласно рисунку 5б) приложения 13 к настоящим Методическим указаниям.

183. Поперечные стыки коробов круглого сечения с толщиной стенки 3 мм и более подготавливаются к сварке в стык без подкладных колец, поперечные стыки коробов из листовой стали с толщиной стенки 2 мм подготавливаются к сварке в стык с применением подкладных колец толщиной 4 мм, как показано, на рисунке 6 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

184. При стыковке пылегазовоздухопроводов круглого сечения диаметром более 750 мм в качестве стяжек устанавливаются четыре угольника, а диаметром менее 750 мм

три угольника.

185. При крупных ремонтах и реконструкциях габаритные размеры и вес участков пылегазовоздухопроводов, заготавливаемых перед ремонтом, определяются наличием и характеристикой грузоподъемных средств.

186. Соединения участков пылегазовоздухопроводов между собой (монтажные стыки) располагаются в местах, удобных для сварочных работ. Для уплотнения фланцевых соединений применяется листовой асбест, асбестовый шнур и технический картон, толщина, которых указаны в таблице 2 приложения 13 к настоящим Методическим указаниям.

187. Для пылепроводов диаметром 500 мм и меньше прокладки из листового асбеста изготовляются сплошными кольцами, для пылепроводов диаметром более 500 мм

отдельными сегментами. Стык двух сегментов осуществляется клином, согласно рисунку 7 приложения 13 к настоящим Методическим указаниям.

188. Для фланцевых соединений газовоздухопроводов сечением от 1500 х 1500 до 2500 х 2500 мм применяется прокладка из шнурового асбеста диаметром 8 - 10 мм, укладываемая "змейкой", как показано на рисунке 8 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

189. Для плотности фланцевых соединений пылепроводов асбестовые прокладки смазываются с обеих сторон жидким стеклом или суриком. При установке прокладок в пылепроводах не допускается их выпуск за кромки фланцев внутрь труб, так как выступающая прокладка способствует отложению пыли.

190. Величина компенсирующей способности линзовых компенсаторов прямоугольного и круглого сечений указывается в проекте, а в случае отсутствия этих указаний принимается по таблице 3 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

191. Растяжка компенсаторов диаметром более 700 мм достигается расклиниванием изнутри волн компенсатора кусками дерева или металла в четырех местах по периметру, как показано на рисунке 9а) согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

192. Компенсатор малого сечения на пылегазовоздухопроводах растягивается при помощи крестовин, укрепленных на фланцах компенсатора хомутами; крестовины раздвигаются дистанционными болтами, как показано на рисунке 9б) согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

193. Компенсаторы с внутренними защитными рубашками устанавливаются так, чтобы приваренный конец рубашки был обращен навстречу потоку аэросмеси.

194. Заготовку участков пылегазовоздухопроводов производится с учетом допусков, согласно таблице 4 приложения 13 к настоящим Методическим указаниям.

195. Собранные участки пылегазовоздухопроводов проверяются наружным осмотром:

1) участки обладают достаточной жесткостью, допускающей подъем и установку их в проектное положение без провисания и перегибов;

2) качество сварных соединений проверяется керосином, обнаруженные дефектные участки сварных швов вырубаются и завариваются вновь;

3) проверяется качество приварки ушков и хомутов для крепления подвесок и скоб для кантовки и подъема участков пылегазовоздухопроводов.

196. Короба холодного воздуха очищаются от грязи, окалины, ржавчины и покрываются антикоррозионной краской. Основные материалы для окраски коробов:

1) алюминиевая серебристая краска типа АЛ-177;

2) маслостойкая серо-стальная краска типа АБЛ-20, водомаслостойкая красная эмаль типа ФСХ-26;

3) железный красный сурик или битумный черный лак.

197. Работы по изоляции пылегазовоздухопроводов, пылевых циклонов и сепараторов производятся с максимальным применением средств механизации и заканчиваются полной отделкой поверхности изоляции (оштукатуриванием, окраской и оклейкой).

198. Перед изоляционными работами, смонтированные пылегазовоздухопроводы опрессовываются воздухом и сдаются под изоляцию по акту.

199. До начала изоляционных работ к пылегазовоздухопроводам, пылевым циклонам и сепараторам привариваются детали крепления, предусматриваемые рабочими проектами тепловой изоляции.

200. На вертикальных поверхностях через 3

4 метра по высоте привариваются опорные (разгрузочные) полки из листовой стали толщиной 3 мм, ширина которых на 5

10 мм меньше толщины слоя изоляции. К опорным полкам на расстоянии 10 мм от их края приваривается прерывистым швом проволока диаметром 5 мм для крепления наружного каркаса изоляции.

201. При изоляции матами на поверхности изолируемого элемента привариваются штыри из проволоки диаметром 3 мм, при изоляции совелитовыми или вулканитовыми плитами

крючки.

202. Маты накалываются на штыри, концы которых на поверхности наружного слоя матов отгибаются под углом 90 градусов. Расстояния между штырями для горизонтальных и вертикальных стенок показаны на рисунке 10 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям. Длина штырей на 25 мм больше толщины слоя изоляции. Каждый слой матов дополнительно крепится продольными и поперечными струнами из проволоки диаметром 1,2 мм.

203. При изоляции плитами к крючкам привязываются пучки проволоки диаметром 1,2 мм для крепления плит. Нижние горизонтальные поверхности (в потолочном положении) дополнительно укрепляются сеткой № 12

1,2.

204. После установки блоков в проектное положение заканчиваются все доводочные работы:

1) заделываются монтажные стыки и неизолированные места строповки;

2) изолируются места креплений, опор, подвесок, кронштейнов.

205. Опоры и подвески устанавливаются по трассе пылегазовоздухопроводов с учетом расположения сварных стыков от края опоры на расстоянии не менее 50 мм.

206. Скользящая опора при установке сдвигается на величину теплового перемещения короба в сторону, обратную перемещению.

207. При закреплении хомутов подвесок на смонтированном пылегазовоздухопроводе, сдвигается хомут против отвесного положения тяги на половину величины теплового расширения короба в сторону, обратную перемещению.

208. Пружины опор и подвесок во время монтажа пылегазовоздухопроводов разгружаются распорными приспособлениями, а при окончательной установке затягиваются в соответствии с указанием на чертеже.

209. Опоры и подвески, заделываемые в элементы здания, допускается нагружать только после схватывания бетона (6

7 суток).

210. При нагрузке подвесок блоками во избежание перегрузки одних подвесок за счет других обеспечивается равномерный натяг. При нагрузке пружинных подвесок производится предварительный натяг, величина которого указывается в рабочих чертежах. Витки пружин после дополнительного натяга не сжимается до соприкосновения друг с другом.

211. При монтаже пылегазовоздухопроводов предусматривается свободное тепловое перемещение их в процессе эксплуатации. Во избежание сдвига при расширении у мертвых опор хомуты затягивается.

Чтобы избежать передачи нагрузки на корпуса вращающихся механизмов от собственного веса элементов пылегазовоздухопроводов, соединение коробов с вращающимися механизмами обеспечивается без натяга, устанавливаются короба на постоянные опоры.

212. При монтаже бесфланцевых участков газовоздухопроводов используются заранее приваренные монтажные уголки, выверка производится клиньями, как показано на рисунке 11 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

213. Взрывные клапаны диметром (далее

Д_у) 250

400 мм внутри здания применяются с асбестовой диафрагмой, согласно Правил техники безопасности. Взрывные клапаны Д_у 400

1000 мм предусматриваются только с металлической диафрагмой.

214. Для уменьшения сопротивления тракта и устранения износа клапана взрывной клапан на выходном пылепроводе мельницы устанавливается на внутренней стенке пылепровода, со стороны мельницы.

215. При входе пылепроводов от мельничного вентилятора в короб первичного воздуха устанавливается плотный шибер конструкции предложенной на рисунке 12 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям или перекидной клапан конструкции предложенной на рисунке 13 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

216. Прямоугольные клапаны с проходом 300х400 по 500х1000 мм изготовляются одноосные, с проходом 600

700 по 1000 х 1000 мм

двухосные, с проходом 1200 х 600 по 1500 х 1200 мм

трехосные, с проходом 1600 х 1000 по 2000 х 2000 мм

четырехосные и с проходом 2200 х 1200 по 2400 х 2000 мм

пятиосные.

217. Приводы с червячным редуктором применяются только в клапанах, требующих для управления больших усилий. В остальных случаях применяется более простой в изготовлении и удобный в эксплуатации рычажный привод.

218. Предусмотренные проектом лазы для освидетельствования и чистки газовоздухопроводов устанавливаются плотно на асбестовой прокладке. В лазах не имеются выступы и впадины, способствующих отложению пыли. Применяются лазы (люки) как показано на рисунке 13 согласно приложению 13 к настоящим Методическим указаниям.

219. Перед опробованием смонтированных пылегазовоздухопроводов снимаются с компенсаторов крестовины, установленные для растяжки, и проверяется:

1) исправность предохранительных клапанов пылегазовоздухопроводов;

2) отсутствие посторонних предметов и грязи;

3) плотность закрывания регулировочно-отключающих устройств;

4) легкость и направление вращения их в соответствии с указателями приводов управления.

220. Герметичность участков пылегазовоздухопроводов, работающих под избыточным давлением, проверяют давлением от работающего вентилятора. Для окраски струи воздуха во всасывающий патрубок дутьевого вентилятора подбрасывается меловой порошок. Герметичность пылепроводов проверяется без подсыпки мелового порошка.

221. При работающем дымососе герметичность газопроводов под разрежением проверяется пламенем свечи, при этом пламя засасывается в сторону неплотностей соединения. Плотность проверяется при закрытых шиберах за проверяемым участком.

222. Плотность сборки бункера проверяется зажиганием дымовой шашки внутри бункера.

223. Опробывается пылегазовоздухопровод под нагрузкой в комплексе с котлоагрегатом.

Глава 10. Шнеки

224. Характеристики шнеков (винтовых конвейеров) приведены в таблице 1 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям.

225. Наиболее частые повреждения пылеугольных шнеков:

1) срезание пальцев сцепления промежуточных цапф вследствие неравномерной нагрузки пальцев, из-за неправильной установки и сборки фланцев;

2) изгибы и поломка вала вследствие неудовлетворительной сборки промежуточных подшипников, а также в результате запрессовки шнека угольной пылью;

3) поломки вала и подшипников редуктора шнека, а также отрывы фланцев сцепления от вала винта в местах сварки из-за замазывания шнека влажной пылью;

4) истирание стенок желоба и кромок винта транспортируемой угольной пылью;

5) неравномерный износ кожи пальцев и разработка отверстий фланцев сцепления при неточной сборке;

6) искривление и провисание вала в результате неправильной сборки внутренних деталей шнека или запрессовки его угольной пылью;

7) неравномерное срабатывание зубьев шестерен редуктора шнека, перекос и разработка подшипников редуктора вследствие ослабления посадки шестерен на валах редуктора;

8) усиленное срабатывание зубьев шестерен и подшипников из-за утечек масла через уплотнения;

9) забивание пылью упорного подшипника вследствие недоброкачественно выполненного уплотнения.

226. До ремонта производится осмотр элементов шнека и выявленные дефекты заносятся в ведомость объема работ. При осмотре пылевого шнека обращается внимание на:

1) плотность посадки на вал полумуфт сцепления редуктора и выработку гнезд под пальцы;

2) плотность посадки на вал шестерен редуктора и характер выработки зубьев шестерен;

3) состояние подшипников редуктора;

4) состояние шеек вала и выработку гнезд полумуфт сцепления;

5) крепление рамы редуктора и наличие утечек масла из редуктора;

6) выработку вкладышей, состояние корпуса и уплотнений упорного подшипника;

7) выработку вкладышей подвесных подшипников, состояние их опор и подвесок;

8) состояние лопастей винта;

9) качество уплотнений в соединениях отдельных звеньев шнека и желоба, состояние корпуса шнека и крепление опорных стенок на фундаменте;

10) состояние влагоотсосов.

227. До начала ремонта шнека подготавливается инструмент и приспособления:

1) скобу для снятия полумуфт с вала редуктора и электродвигателя как показано на рисунке 1 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям;

2) приспособления для проверки валов винтов как показано на рисунках 2 и 3 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям;

3) шаблоны для проверки выступов и впадин фланцев вала, винтов и цапф как показано на рисунке 4 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям;

4) контрольно-установочный вал для центровки подшипников;

5) гидравлический уровень;

6) шаблон для проверки желоба шнека как показано на рисунке 5 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям;

7) однофланцевую цапфу для центровки подвесных подшипников как показано на рисунке 6 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям;

8) приспособление для подъема винта шнека как показано на рисунке 7 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям.

228. До начала ремонта шнека заготавливаются материалы:

1) электрокартон толщиной 1

1,5 мм;

2) кожаные или резиновые кольца для пальцев полумуфт;

3) войлок на уплотнение;

4) стальную фольгу толщиной 0,1

0,15 мм для прокладок при центровках;

5) комплект болтов с гайками.

229. До останова шнека на ремонт срабатывается угольная пыль и не допускается перекидные заслонки на течках от циклона к этому шнеку, чтобы предупредить ошибочное их открытие.

230. После снятия напряжения с электродвигателя и оформления допуска на вывод шнека в ремонт приступают к разборке сцеплений привода, а затем к разборке самого шнека.

231. Разборка шнека производится в следующем порядке:

1) снимаются ограждения с полумуфт, сцепляющих электродвигатель с редуктором и редуктор со шнеком;

2) снимаются пальцы сцепления полумуфт и устанавливается характер износа кожаных колец. Производится осмотр отверстий под пальцы полумуфт, при этом определяются характер и степень их разработки;

3) отвертываются торцовые крышки валов редуктора, снимаются уплотнения на торцах валов, после чего щупом измеряются зазоры между наружным кольцом подшипника и корпусом крышки для проверки плотности посадки подшипника в своем гнезде;

4) отвертываются болты на фланце крышки редуктора. Крышка снимается при помощи тали и укладывается на деревянные подкладки фланцем вниз;

5) отсоединяются течки пылевого циклона от крышек желоба;

6) отвертываются болты на всей длине крышки желоба;

7) крышки маркируются с желобом краской и затем снимаются.

232. Посадка шарикоподшипников на вал производится по 2-му классу точности по системе отверстия напряженной посадки по таблице 2 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям.

233. Посадка подшипников в корпус производится по 2-му классу точности по системе вала скользящей посадки по таблице 3 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям.

234. После слива масла из редуктора и промывки редуктора проверяется:

1) правильность зацепления шестерен - измерением радиальных и боковых зазоров.

Радиальные зазоры между вершиной зуба и впадиной шестерни проверяются шаблоном. Боковые зазоры между зубьями с нерабочей стороны измеряются щупом, а боковые зазоры с рабочей стороны проверяются на краску. Величина радиального зазора находится в пределах 0,2

0,3 модуля. Разница радиальных зазоров, измеренная с двух торцов, не превышает 0,2 мм, а разница в боковых зазорах

0,1 мм. При проверке на краску следы ее покрываются не менее 75 % длины зуба, боковой зазор устанавливается 0,3

0,5 мм;

2) величина выработки не превышается 35 % толщины зуба;

3) плотность посадки шестерен на вал находится в пределах допусков, указанных в таблице 4 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям;

4) плотность посадки шариковых подшипников на валу и их общее состояние. Зазор между обоймой и шариками (роликами) не более 0,25 мм.

235. После того как проверено состояние редуктора, производится разборка его. Все детали укладываются на специально подготовленное чистое место.

236. После удаления из картера остатков масла и очистки его от грязи производится осмотр корпуса редуктора.

237. После снятия крышки шнека приступают к осмотру и разборке деталей, находящихся в желобе, проверяется:

1) состояние винта и характер износа лопасти;

2) состояние и крепление поперечных опор;

3) исправность подвесок и отсутствие коррозии и износа резьбы;

4) выработку нижних вкладышей подвесных подшипников. Выработка вкладышей измеряется шаблоном и щупом. Выработка вкладышей подшипников допускается в пределах 0,5 мм;

5) состояние шеек подвесных цапф. Уменьшение диаметра шейки цапфы на величину более 0,5 мм не допускается;

6) состояние полумуфт цапф и звеньев винта.

238. Для выемки винтов из желоба винт подвешивается при помощи тали или под него укладываются подкладки. Отвертываются одновременно соединительные пальцы на двух полумуфтах звена, и винт опускается на дно желоба. При опускании винт отодвигается в сторону, пока центрирующие заточки не выйдут из впадины.

239. После разборки винта на звенья приступают к разборке подшипников. Для этого снимается подвеска с нижним вкладышем и вынимаются цапфы с верхним вкладышем. Поперечные опоры остаются на своих местах, а подвески с навернутыми на них гайками снимаются.

240. После разборки подшипников свободно вынимаются звенья винта из желоба.

241. Выявленные во время разборки пылевого шнека дефектные детали подлежат исправлению. Наиболее изношенные элементы пылевого шнека, восстановление которых нерационально, заменяются новыми.

242. Погнутые лопасти винта выправляются легкими ударами кувалды. При значительных искривлениях лопастей выправление их производится в нагретом состоянии. Нагрев можно производить пламенем газовой горелки.

243. Искривленные участки вала выправляются в холодном состоянии ударами кувалды или при помощи домкрата. Значительные искривления устраняются в нагретом состоянии. Нагрев производится пламенем газовой горелки до температуры 500

600

C. Выправление вала считается законченным, когда кривизна его не превышает

1 мм на 10 метров длины. Изношенные шейки валов наплавляются электросваркой электродами с меловой обмазкой и протачиваются.

244. При местном истирании лопастей винта до 10 % поверхности поврежденные участки заменяются новыми витками. При общем истирании винта, сопровождающемся снижением производительности шнека, вся винтовая поверхность замяется.

245. Витки оперения винта шнека вырезаются из стали толщиной 5

6 мм по специальному шаблону. Заготовленным виткам, нагретым газовой горелкой до темно-вишневого цвета (500

550

C), придается необходимая форма, после чего они привариваются к валу. Приварка осуществляется электродами Э42.

246. Для изготовления витков пылевого шнека используется специальное приспособление, согласно рисунку 8 приложения 14 к настоящим Методическим указаниям, состоящее из двух отрезков труб 1 и 2, приваренных к плите 3.

Труба 1 обрезается по винтовой линии. Шаг и диаметр этой винтовой линии соответствует шагу и наружному диаметру шнека.

Труба 2, приваренная внутри трубы 1, наружный диаметр, равняется диаметру вала шнека. В верхней части трубы 2 имеется прорезь 4, ширина которой на 1 мм больше толщины витка спирали, а глубина равна половине диаметра шнека. К трубе 2 по винтовой линии приваривается полоса 5. Верхняя кромка полосы 5 и среза трубы 1 находятся на одном уровне. Заготовка витка вкладывается в прорезь 4 трубы 2 и изгибается оттяжкой углов в разные стороны. Затем ударами молотка заготовке придается форма, чтобы края заготовки по всей длине прилегали к винтовой линии полосы 5 и винтовому срезу трубы 1.

Накладки 6 с отверстием служат для прижатия заготовки к оправке ломиком.

247. Состояние фланцев сцепления проверяется после того, как ликвидируются дефекты вала, выправляется и восстанавливается оперение винта. Проверка производится на отсутствие эксцентричности отверстий, параллельность обоих фланцев и правильность посадки их на вал винта.

248. Отсутствие эксцентричности и правильность шага отверстий у фланцев проверяются при помощи приспособления указанном на рисунке 8 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям. Контрольные пальцы приспособления свободно входят в отверстие полумуфты.

249. Параллельность фланцев между собой и правильность приварки их к валу проверяются приспособлением указанном на рисунке 5 согласно приложению 14 к настоящим Методическим указаниям. Для этого к фланцам прикрепляются цапфы, проверенные предварительно на токарном станке, и винт устанавливается на приспособление. Вращая вал, проверяется радиальное и аксиальное смещения индикатором. Радиальное и аксиальное смещения допускаются в пределах 0,2

0,4 мм. Непараллельность плоскостей фланцев не более 0,1

0,2 мм. Перпендикулярность плоскости фланцев определяется угольником и щупом. Отклонение от перпендикулярности не более 0,1 мм.

250. Изношенные участки желоба заменяются новыми звеньями желоба, изготовленными из листовой стали. Новые звенья привариваются к желобу в стык.

251. Имеющиеся асбестовые прокладки во фланцевых соединениях желоба заменяются новыми.

252. При износе желоба он изготавливается вновь.

Желоб шнека изготавливается из листовой стали толщиной 5

6 мм. Обрезанные и размеченные заготовки желоба вальцуются до необходимого радиуса. Сверху завальцованной заготовки привариваются угольники для создания жесткости. Крайние угольники служат фланцами для соединения между собой отдельных звеньев желоба.

Изготовленные звенья желоба проверяются шаблоном, согласно рисунку 5 приложения 14 к настоящим Методическим указаниям. Непараллельность угольников на концах звена желоба допускается в пределах 1

2 мм, а отклонение от перпендикулярности к оси желоба 0,5 - 1,0 мм. Обрезы угольников жесткости находятся на одной высоте. Отклонение от горизонтальной плоскости всех обрезов угольников допускается в пределах плюс, минус 4

5 мм.

253. Соосность собранных на болтах отдельных звеньев желоба проверяется по натянутой стальной проволоке, проходящей по центру желоба. Обнаруженное искривление отдельных звеньев устраняется передвижкой их при ослабленных болтах. После выверки желоба все ослабленные болты затягиваются.

254. Горизонтальность желоба проверяется при помощи двухметровой линейки и уровня. Отклонение от горизонтальности допускается в пределах

1 мм на 10 метров длины желоба.

255. Крышка желоба изготавливается из такого же металла, как и желоб. Крышка желоба непосредственно над подшипниками, на длине около 0,5 метра, делается съемной.

256. Взрывные клапаны закрываются листовой сталью толщиной 0,5 мм со швом посередине. Патрубки для удаления пыли при чистке щепоуловительных устройств закрываются металлической сеткой и заглушкой.

257. Цапфы, имеющие износ больше 2 мм, заменяются новыми. Цапфы изготавливаются из валика и фланцев. Валик берется с припуском на обработку порядка 5 мм. После посадки фланцев на валик производится сварка их с двух сторон, согласно рисунку 9 приложения 13 к настоящим Методическим указаниям. После сварки выполняется окончательная обработка цапфы. Центрирующие выточки во фланцах делаются глубиной 3

4 мм, а соответствующие им выступы фланцев цапфы на 0,5 мм меньше глубины и диаметра выточки.

258. При окончательной обработке цапф проверяется параллельность плоскостей фланцев и перпендикулярность их к оси цапфы. Непараллельность плоскостей фланцев допускается в пределах 0,1

0,2 мм.

Перпендикулярность определяется угольником и щупом. Отклонение не превышает 0,1 мм.

После обработки цапф на их фланцах просверливаются отверстия. Обработка цапфы производится по 3-му классу точности в системе отверстия скользящей посадки. Чистота поверхности цапф соответствует 7-му классу чистоты обработки.

259. Для компенсации теплового расширения шнека ось цапфы сдвигается от оси подшипника в сторону привода на величину "а", согласно рисунку 10 приложения 14 к настоящим Методическим указаниям из расчета 1 мм на 1 метр расстояния подшипника от привода.

260. Сборка шнека состоится из двух самостоятельных операций:

1) центровки поперечных опор с собранными подшипниками;

2) установки винтов шнека.

261. Центровка подшипников и поперечных опор производится контрольным валом. Все поперечные опоры устанавливаются на свои места и слегка закрепляются болтами. В главный упорный подшипник укладывается нижний вкладыш.

262. Контрольный (установочный) вал одним концом укладывается на нижний вкладыш главного упорного подшипника, а другим - на первый от упорного подвесной подшипник. Уровнем (при затянутых болтах на опорах и подшипниках) проверяется уклон вала и боковые зазоры в подшипниках.

263. Измерения боковых зазоров производятся с двух сторон.

264. Изменяя положение поперечной опоры перемещением ее и установкой подкладок, подцентровывают подвесной подшипник к главному упорному подшипнику. Подцентровка считается законченной, если:

1) уклон вала не превышает

1 мм на 10 метров его длины;

2) боковые зазоры в подшипниках находятся в пределах 0,1

0,15 мм и равны между собой, а верхний зазор находится в пределах 0,2

0,3 мм.

265. После установки поперечной опоры первого подвесного подшипника высвобождается контрольный вал и приступается к установке второй подвесной опоры, и так устанавливаются последовательно все подвесные подшипники. После сборки каждого подшипника вал проворачивается от руки. Вращение вала свободно.

266. Сборка винта начинается с первого звена, на один конец которого насажено упорное кольцо главного подшипника, а на другой конец приваривается фланец. Это звено винта одним концом укладывается в упорный подшипник, а к другому приворачивается съемная цапфа и закрепляется в подвесном подшипнике на ранее установленной поперечной опоре.

267. Установив винт и закрепив подшипники, проверяется легкость вращения вала проворачиванием его от руки. В разных положениях винта проверяется зазор между винтом и желобом, который лежит в пределах 3

5 мм.

268. После установки первого звена винта приступают к установке второго звена. На вал каждого звена приваривается с одной стороны фланец, а с другой

фланец с прикрепленной к нему цапфой. В каждом установленном на подвесных подшипниках звене винта проверяются зазоры между винтом и желобом.

В указанной последовательности собираются все звенья винтов.

269. При установке винтов выполняется сборка соединительных фланцев. Центрирующие выступы входятся в центрирующие выточки фланцев. Подвесные подшипники устанавливаются посередине цапфы. Торцовые зазоры между подшипниками и стенками фланцев лежат в пределах 10

12 мм.

270. После сборки винта шнека приступают к установке крышки желоба. Крышки устанавливаются на асбестовой прокладке. Состояние предохранительных клапанов проверяется после установки крышки желоба.

271. Если при ремонте снимается полумуфта вала шнека, насаживается в соответствии с требованиями допусков на посадку, согласно таблице 5 приложения 14 к настоящим Методическим указаниям.

272. После посадки полумуфты производится центровка вала винта с редуктором, а затем центровка электродвигателя с редуктором. Центровка осуществляется центровочными скобами.

273. Опробование редуктора в работе производится без шнека. Если работа редуктора удовлетворительна, его подсоединяют к шнеку и опробуют шнек в работе без пыли. Убедившись, что шнек вхолостую работает нормально, подается пыль и проверяется работа шнека под нагрузкой в течение 4

6 часов. После удовлетворительных результатов испытаний шнек предъявляется к поузловой сдаче.

274. Промежуточные подшипники шнека переводится на деревянные вкладыши, фланцы заменяются соединением "в шип", а подвесной подшипник

опорным, согласно рисунку 11 приложения 14 к настоящим Методическим указаниям.

275. При работе пылесистем на угле типа АШ вместо реверсивных шнеков применяются аэрожелоба.

Глава 11. Мельничные вентиляторы

276. Снятие и посадка крыльчатки на вал производятся приспособлениями с винтом, согласно рисункам 1 и 2 приложения 15 к настоящим Методическим указаниям.

277. Для облегчения посадки и снятия крыльчатки посадочную часть вала и отверстие в ступице крыльчатки протачивают на конус (10 градусов).

278. Для снижения расхода электроэнергии на пневмотранспорт при избыточном напоре мельничного вентилятора подрезаются (укорачиваются) лопатки, уменьшая этим диаметр их ротора.

279. Необходимая величина уменьшения диаметра ротора, мм определяется по формуле

,

где Д₁ и Д₂

существующий и требуемый диаметры ротора (крыльчатки) вентилятора, мм;

Н₁ и Н₂

развиваемый и требуемый напоры дымососа или вентилятора, килограмм/квадратный метр (далее - кг/м²) (миллиметр водного столба (далее - мм. вод. ст.).

280. Для устранения коробления и перекосов дисков крыльчаток мельничных вентиляторов при приварке лопаток производится приварка одновременно на двух скрепляемых между собой крыльчатках, что обеспечивает большую жесткость конструкции во время сварки и создаются условия уравновешивания усилий, возникающих при сварке. Обе крыльчатки устанавливаются на стенде 2, согласно рисунку 3 приложения 15 к настоящим Методическим указаниям и соединяются между собой болтами и сваркой наружной кромки примыкающих друг к другу дисков 3. Для большей жесткости сборной конструкции болтовое соединение осуществляется через планки 4.

Приварка лопаток 5 производится в обычном порядке, поочередно привариваются противоположно расположенные лопатки. После приварки всех лопаток крыльчатки в спаренном виде поступают на механическую обработку, где после проточки сваренной кромки дисков они разъединяются и дальнейшая их обработка осуществляется раздельно в обычном порядке.

281. Для выбора грузоподъемных устройств основные данные мельничных вентиляторов, согласно таблице 1 приложения 15 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 12. Углеразмольные шаровые барабанные мельницы

282. Перед остановкой мельницы в ремонт производится ее наружный осмотр и замеряют вибрацию подшипников барабана, привода и редуктора, проверяется состояние пылевыдающего и углеподающего патрубков и их уплотнений, течь масла из подшипников и задевания валов, а также фундаментные болты. Если предусмотрена замена брони барабана, перед остановкой мельницы в ремонт выгружаются все шары.

283. Остановив мельницу и отключив электродвигатель от сети, осматривают основные сборочные единицы мельницы и определяется степень износа зубьев приводной и венцовой шестерен, размеры радиальных и боковых зазоров в зацеплении, проверяются болты, крепящие венцовую шестерню к барабану, положение барабана мельницы относительно горизонтальной оси, положение привода и редуктора и соединительные муфты.

284. Вскрывают привод и редуктор, осматривают шестерни, валы и подшипники, замеряют зазоры, проверяют поверхности всех деталей и определяют объем их ремонта. Состояние цапф и главных подшипников мельницы оценивают, подняв барабан и вынув вкладыши.

285. Наибольшему износу при работе шаровой мельницы подвергаются шары. Через каждые 2500

3000 часов работы их сортируют, удаляют шары, у которых диаметр в результате износа уменьшился до 15

17 мм (первоначальный диаметр шаров 30

40 мм). После проведенной сортировки в барабан добавляют новые шары до полной загрузки, при которой мельница работает наиболее производительно и экономично. Для уменьшения трудоемкости применяются механизированные способы загрузки шаров, например, используются различные схемы комплексной механизации работ (разгрузка шаров на склад, загрузка и выгрузка их из мельниц).

Параграф 1. Ремонт брони

286. Броня цилиндрической части барабана мельницы заменяется при износе плит до толщины 15

16 мм, а также при сработке волн бронеплит. Броня торцевых частей барабана заменяется при сквозном износе. При износе отдельных бронеплит в них вваривают вставки из листовой стали толщиной 20

25 мм, в том случае если броневая сталь сваривается.

287. Работы по замене брони определяются способом крепления бронеплит к барабану. Перед установкой новых бронеплит удаляются остатки разрушенного асбестового картона, и укладывается новый картон.

288. Бронирование барабана, в котором бронеплиты закрепляются одним клином, выполняются следующим образом - в нижнем положении укладываются бронеплиты двух кольцевых рядов и закрепляются распорками, затем барабан поворачивается на 180 градусов, заканчивается укладку плит в этих же кольцевых рядах и закрепляются ряды клиньями. Так же устанавливаются следующие два ряда плит.

289. Бронеплиты подаются в мельницу через горловину с помощью электролебедки и наклонных балок, переносного рельсового пути или канатной дорожки, для чего снимается один из патрубков.

290. Торцевая броня меняется проще, так как для ее замены не выгружаются шары из барабана.

291. Если бронеплиты не изношены и не подлежат замене, проверяется прочность их крепления и подтягиваются болты.

292. Углеподающие и пылевыдающие патрубки, а также втулки полых цапф ремонтируются, наплавляя или заменяя соответствующие участки. В патрубках заменяется изношенная броня, а во втулки цапф устанавливаются кольца с фланцем и спиралью. При ремонте проверяются и восстанавливаются уплотнения патрубков.

Параграф 2. Ремонт венцовой шестерни

293. Очищенные от грязи и смазки венцовые шестерни тщательно осматриваются. После эксплуатации мельниц обычно наблюдается ослабление болтов, местный и общий односторонний износ зубьев, повышенные радиальные и осевые биения венцовой шестерни.

294. Если венцовую шестерню во время ремонта не предполагается снятие для поворота или замены, то проверяется плотность затяжки всех болтов крепления шестерни к барабану и болтов, соединяющих половины шестерни. Ослабленные болты подтягиваются.

295. Буртики и заусенцы, образовавшиеся в результате местного износа зубьев, удаляются, обрубая их пневматическим зубилом и зачищая шлифовальной машиной. Трещины и вмятины завариваются электросваркой с последующей обрубкой и шлифованием по шаблону.

296. Степень одностороннего износа зубьев венцовой шестерни определяется по шаблону, на котором вырезается нормальный профиль зуба. При большом одностороннем износе зубьев шестерню поворачивается на 180 градусов, чтобы рабочей частью стала неизношенная сторона зубьев. Если изношены обе стороны зубьев или толщина их уменьшилась на 30

40 %, шестерня заменяется. Радиальные и осевые биения венцовой шестерни замеряются с помощью реперов и щупа. Радиальное биение шестерни не более 1 мм, а осевое

не более 1,5 мм.

297. Снятие венцовой шестерни для устранения недопустимых биений, поворота на 180 градусов или замены производится обычно двумя талями или полиспастами, поочередно снимается сначала одна, а затем другая половина шестерни. Перед поворотом или заменой шестерни проверяется радиальное и осевое биение фланца барабана. Если биение превышает допустимое, фланец протачивается. Половины венцовой шестерни также устанавливаются двумя полиспастами или талями.

298. При сборке венцовой шестерни обе половины плотно подгоняются одну к другой (допуск на смещение 0,05 мм). В соединении фланцев шестерни и барабана просветы не превышаются 0,1 мм. Допустимое радиальное биение установленной шестерни не превышается 1 мм, осевое

1,5 мм.

Параграф 3. Ремонт главных подшипников

299. В главных подшипниках мельницы часто изнашивается или отслаивается баббитовая заливка. При проверке состояния вкладышей и устранения дефектов, они вынимаются, промываются в керосине и осматриваются, выявляя признаки износа баббитовой заливки (риски, трещины, задиры, подплавления). Толщина баббитовой заливки определяется засверловкой. При толщине менее 3 мм, а также при отслаивании баббитового слоя более чем на 30 % поверхности заливки вкладыши перезаливаются, растачиваются и шабрятся.

300. Местные дефекты баббитового слоя (вмятины, раковины, задиры, трещины) и небольшие отслаивания баббита от тела вкладыша устраняются разделкой и наплавкой. Наплавленные подшипники обрабатываются на токарном или карусельном станке, а при небольшом объеме наплавки

вручную по шаблону напильником и шабером.

301. До подгонки вкладышей осматриваются и ремонтируются полые цапфы, которые промываются керосином, насухо вытираются ветошью и выявляются забоины, царапины, задиры, коррозионные разъедания. Эти дефекты устраняются шлифованием с помощью деревянных хомутов, обшитых внутри фетром, на который наносится абразивная паста. Единичные крупные дефекты разделываются и завариваются, после чего обрабатываются напильником и шабером, а затем шлифуется вся цапфа. Подогнанные вкладыши устанавливаются в корпусы подшипников, поверхность цапф смазывается краской и барабан опускается на вкладыши, после чего поворачивается на 30

40 градусов в обе стороны. Далее поднимается и закрепляется барабан, вынимаются вкладыши и по следам краски производится доводочное шабрение, обеспечивая зазоры в соответствии с нормами, указанными в технической документации на ремонт.

302. Перед установкой барабана на отремонтированные вкладыши цапфы их тщательно промываются и насухо вытираются тряпками, после чего смазываются маслом. Опущенный на подшипники барабан проверяются на горизонтальность цапф. Отклонение от горизонтальности не превышает 0,35 мм на 1 метр длины барабана.

303. Подшипники закрываются крышками, в сальниковые уплотнения устанавливаются новые фетровые или войлочные кольца. После этого подключаются трубы водяного охлаждения подшипников.

Параграф 4. Ремонт привода

304. Разборка и сборка привода ведется с помощью кран-балки, электротали, крана или погрузчика со стрелой.

305. При осмотре зубчатого колеса привода выявляется местный (вмятины, трещины, поломки, заусенцы) и общий износ зубьев. Местный износ устраняется разделкой и электродуговой заваркой с последующей обработкой по шаблону. При общем значительном износе зубьев поворачивается колесо на 180 градусов, а если оно изношено с обеих сторон, заменяется. Для снятия зубчатого колеса, вначале съемником удаляется с вала полумуфта. Упорное кольцо и колесо снимается с помощью пресса или специальной рамы и гидравлического домкрата.

306. Зубчатое колесо сажается на вал с натягом 0,05

0,075 мм, подогревая его до 150

200

С и применяя напрессовочные приспособления. Упорное кольцо насаживается на вал в горячем состоянии с натягом 0,2 мм, а полумуфту запрессовывается с натягом до 0,05 мм. Эллипсность шейки вала привода не более 0,05 мм, конусность

более 0,02 мм, кривизна вала

более 0,08

0,1 мм.

307. После укладки отремонтированного вала с зубчатым колесом на подшипники выверяются зацепление колеса с венцовой шестерней и регулируется радиальный зазор в зацеплении.

308. Выверенный по венцовой шестерне привод затягивается фундаментными болтами, после чего не ослабляются болты, передвигаются подшипники или устанавливаются подкладки под их корпуса. При сборке привода промываются подшипники, устанавливается фетровое уплотнение, регулируется верхний зазор в подшипниках, закрываются крышки и заливается масло.

Параграф 5. Ремонт редуктора

309. Ремонт редуктора производится теми же такелажными приспособлениями, какие применяются для ремонта привода. Сняв крышку редуктора, проверяется состояние зубчатых колес, валов и подшипников, измеряются радиальные и боковые зазоры в зацеплении колес и радиальные зазоры в подшипниках качения, определяя их износ. Если зубчатые колеса имеют значительный общий износ или крупные местные дефекты, заменяются.

310. Полумуфты, колеса и подшипники снимаются с валов стяжными приспособлениями. Для облегчения выпрессовки обода полумуфт нагреваются до 250

300

С газовыми горелками, а подшипники

горячим маслом. Ведомое зубчатое колесо редуктора напрессовывается на вал стяжным приспособлением и домкратом с натягом 0,05

0,08 мм.

311. Подшипники для каждого вала подбираются примерно с одинаковым радиальным зазором между обоймой и телами качения. На валы подшипники сажаются с натягом не более 0,05 мм. После этого проверяются зазоры в подшипниках и их работу. Полумуфты запрессовываются с натягом 0,02

0,05 мм.

312. Перед сборкой редуктора тщательно промываются все детали. Змеевик охлаждения опрессовываются водой под давлением 0,5 Мега Паскаль (далее

МПа). Затем проверяется плотность прилегания крышки редуктора к корпусу и крышек подшипников к нижним половинам подшипников.

Параграф 6. Ремонт маслосистемы

313. При капитальном ремонте мельниц проверяется и ремонтируется шестеренчатый масляный насос, чистятся маслопроводы и бачки, осматривается и проверяется арматура.

314. Наиболее ответственными являются работы по ремонту масляного насоса, исправность которого обеспечивает непрерывность подачи смазки к узлам мельницы и надежность их работы. Для исправной работы масляного насоса поддерживаются нормальные размеры зазоров между торцами зубчатых колес и торцевой крышкой корпуса насоса, а также между вершинами зубьев и корпусом.

315. Зазор между торцами зубчатых колес и торцевой крышкой насоса минимальный, но не приводящий к задиранию крышки зубьями колес. Этот зазор определяется толщиной прокладки между корпусом и крышкой, которую берут равной 0,05

0,12 мм. Прокладка изготавливается из писчей или чертежной бумаги и устанавливается на шеллаке. Зазор между вершинами зубьев и корпусом насоса 0,15

0,25 мм, его размер проверяются при снятой крышке. Для нормальной работы насоса зубчатые колеса изготавливаются с повышенной точностью. Боковой зазор в зацеплении не более 0,05 мм.

316. Втулки с выработкой более 0,1 мм и со слабой посадкой заменяются. Новые втулки запрессовываются по тугой посадке. При сборке насоса прочищаются отверстия для выхода воздуха и смазочные каналы в корпусе, крышке и втулках.

317. При сборке маслосистемы для уплотнения фланцев применяется плотная бумага или картон толщиной 0,5 мм, смазанные вареным маслом, шеллаком или бакелитовым лаком. Не устанавливаются прокладки на технической олифе, белилах или сурике. Плотность собранных маслопроводов проверяется сжатым воздухом под давлением не менее 0,3 МПа.

318. В маслосистему и редуктор через воронку с чистой медной сеткой заливается свежее профильтрованное масло, применяя все меры предосторожности против попадания грязи и песка. Перед каждым подшипником устанавливаются матерчатые или медные фильтры, которые при пробной прокачке масла через каждые 30

40 минут очищаются. Прокачка масла продолжается до тех пор, пока полностью не прекратится загрязнение фильтров.

319. Утечка масла из подшипников и редукторов мельниц приводит к разрушению фундаментов и загрязняет мельничное помещение. Если не приняты меры по устранению утечки масла, останавливаются мельницы на длительный срок для перезаливке участков фундаментов и ремонту фундаментных плит.

320. Для предотвращения утечки масла из подшипников и редукторов они уплотняются, давление масла в маслопроводах поддерживается в пределах, установленных нормами, а уровень масла в масляной ванне редуктора не превышает три четверти высоты маслоуказательного стекла.

Параграф 7. Опробование мельницы после ремонта

321. Окончив ремонт мельницы, собрав все ее сборочные единицы, выполняются заключительные операции:

1) выверяется радиальный зазор между полой цапфой и кольцом патрубка;

2) собираются сальниковое уплотнение патрубка;

3) производится центровка редуктора по полумуфте привода, а затем

электродвигателя по полумуфте редуктора.

322. Собрав маслопроводы, присоединяются к корпусам главных подшипников, маслоохладителю и насосу, после чего проверяется чистота и исправность маслоуказателей. Далее подключаются трубопроводы охлаждающей воды, убираются все такелажные устройства и ремонтные приспособления, убеждаются в отсутствии посторонних предметов в зацеплении венцовой и приведенной шестерен.

323. Перед пуском мельницы устанавливаются и закрепляются ограждение венцовой и приводной шестерен. Через фильтрующий материал заливается масло в подшипники привода и редуктора, в масляные баки и коробку смазочного устройства венцовой шестерни. Уровень масла в редукторе на 30 мм выше нижней точки ведомого колеса.

324. Опробование агрегата проводится вначале по узлам:

1) маслосистема 5

10 минут;

2) электродвигатель мельницы 1,5 часа;

3) электродвигатель с редуктором 2

3 часа;

4) агрегат в целом на холостом ходу (без шаров) 2 часа.

325. Перед пуском узлов агрегата устанавливаются и закрепляются ограждения вращающихся деталей.

326. Если при узловой обкатке не выявились дефекты (вибрация, нагрев подшипников, задевания, ненормальные шумы в зацеплениях), мельница останавливается и загружается шарами, затем опробывается под нагрузкой.

Глава 13. Ремонт молотковых мельниц

327. Перед остановкой размольной шахтной мельницы для ремонта производится наружный осмотр ее и выявляются все видимые дефекты.

328. Мелом отмечаются участки пыления на корпусе, карманах, прилегающих участках воздуховодов, топливном рукаве и сепарационной шахте. Затем отмечаются места утечки масла из подшипников и неплотности системы охлаждения, замеряется вибрация подшипников мельницы и электродвигателя. После отключения котла проверяется плотность корпуса мельницы.

329. Перед вскрытием и разборкой мельницы подают воду или насыщенный пар в размольную камеру, чтобы ликвидировать очаги горения топлива, затем отключается электродвигатель от сети и разбирается электрическую цепь. После этого открываются двери мельницы и очищается от остатков топлива, кусков металла и посторонних предметов. Для одновременного ремонта мельницы и шахты, они отделяются настилом из досок.

330. Ротор мельницы вынимается из корпуса в тех случаях, когда предстоит замена дисков, правка вала или замена подшипников с проточкой шеек вала. Перед выемкой ротора с него снимаются била и билодержатели.

331. У старых типов мельниц ротор обычно вынимается через переднюю стенку, которую для этого демонтируется.

332. У мельниц больших типоразмеров роторы вынимаются через боковые стенки, на которых предусматриваются съемные крышки.

333. Для выемки применяются монорельсы, шпальные выкладки или специальные тележки. При разборке мельницы проверяется техническое состояние сборочных единиц и уточняется объем ремонтных работ.

Параграф 1. Ремонт корпуса мельницы

334. Во время капитального ремонта броню мельниц заменяется, если она изношена более чем на 50 %. При местном износе вырезаются изношенные участки и устанавливаются новые. В отдельных местах производится наплавка.

335. Новая броня заводского изготовления крепится к корпусу болтами с потайной головкой или шпильками, концы которых обвариваются. Броня, изготовленная на месте из вальцованных стальных листов, привариваются к корпусу.

336. Между броневыми плитами и корпусом на вертикальных стенках прокладывается асбестовый картон толщиной 5 мм.

337. В нижней части мельницы пространство под броневыми плитами торкретируется составом из 75

80 % молотого шамота, 15

20 % огнеупорной глины и 5

10 % цемента, размешанных на воде.

338. Неплотности корпуса мельницы устраняются, накладывая заплаты или заваривая отдельные места.

339. Корпус ремонтируется до установки брони. Для увеличения срока службы брони, наплавляется специальными электродами.

Параграф 2. Ремонт ротора

340. Ремонт отдельных элементов ротора (полумуфт, вала, подшипников) производится в соответствии с указаниями, приведенными ранее.

341. Слабая посадка дисков на вал приводит иногда к разработке посадочного места вала и смятию шпонки и шпоночного паза. В этом случае снимаются диски с вала, протачиваются изношенные места вала, а отверстия в дисках наплавляются и растачиваются под новый диаметр вала. Шпоночные канавки исправляются и для каждых двух дисков изготавливаются отдельные шпонки.

342. У молотковых мельниц происходит быстрый износ бил, билодержателей и брони. Наиболее распространенным методом повышения износостойкости бил и билодержателей является наплавка износоустойчивыми электродами, при этом повышается продолжительность работы в 2

2,5 раза.

343. Новые или наплавленные била и билодержатели перед установкой на ротор взвешиваются и сортируются на группы. При развеске и сортировке более легкие била наплавляются электросваркой. Отсортированные била раскладываются по схеме, принятой для данной мельницы. Каждые два била, устанавливаемые в диаметрально противоположных точках ротора, имеют одинаковую массу.

344. Перед установкой бил на ротор проверяется диаметр отверстий в ушках бил. При необходимости отверстия в билах райберуются. У билодержателей проверяется диаметр отверстий и расстояния между их центрами, потому что уравновешенность ротора зависит не только от массы бил и билодержателей, расположенных в диаметрально противоположных его точках, но и от расстояния, на котором находятся била от оси ротора. Подобранные таким образом била и билодержатели обеспечивают уравновешенность ротора без балансировки.

Параграф 3. Ремонт системы охлаждения вала

345. Валы крупных мельниц изготавливаются полыми (с центральным сверленым каналом) и охлаждаются проточной водой через водораспределительную головку, согласно рисунку 1 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям.

Холодная вода по трубке 9 поступает в противоположный конец вала 5 и затем возвращается по внутренней полости, охлаждая вал. Между подвижной и неподвижной частями устройства на валу устанавливается диск 6, отбрасывающий воду к отводящей трубке 7.

346. Ремонт системы охлаждения вала с распределительной головкой заключается в проверке всех деталей и их соединений, восстановлении плотности соединений и очистке каналов от загрязнений.

347. Валы малых мельниц выполняются сплошными. Защиту таких валов от нагрева горячим воздухом осуществляются с помощью неподвижных холодильников с проточной водой. Холодильники охватывают оба конца вала в местах, находящихся между размольной камерой и подшипником.

348. Неподвижные холодильники представляют собой полые втулки, омываемые изнутри проточной водой. Втулки состоят из двух половин, соединяемых болтами. Ремонт холодильников заключается в очистке от загрязнений проточной части, восстановлении плотности всех соединений и устранении перекосов втулки и задеваний вала за нее. Плотность втулок проверяется керосином или водой под давлением 0,4

0,5 МПа. Обнаруженные неплотности устраняются сваркой.

Параграф 4. Сборка и опробование мельницы

349. Ротор устанавливается в корпус мельницы теми же устройствами, которыми его вынимается. Через боковую стенку корпуса ротор заводится без билодержателей и бил, которые затем навешиваются на установленный ротор. Через переднюю стенку ротор заводится с билодержателями и билами или без них в зависимости от принятого способа ремонта.

350. Заведя ротор в корпус, с помощью подкладок регулируется положение вала, добиваясь его горизонтальности и равномерности радиальных зазоров в уплотнениях корпуса. При этом устанавливаются на новых прокладках и закрепляются болтами съемные элементы на вырезах в боковых стенках корпуса, а также уплотнения вала

сальниковые втулки или воздушные коробки. Передняя стенка корпуса устанавливается, если она демонтировалась.

351. Допуск на отклонение вала от горизонтального положения

0,3 мм на 1 метр длины. Выверив вал, контролируется положение ротора относительно корпуса. Радиальные зазоры между билами и броней 30 мм, осевые между крайними билами и броней торцевых стенок) со стороны упорного подшипника 15

23 мм, а со стороны опорного подшипника 21

40 мм в зависимости от типа мельницы. У мельниц со сплошными валами устанавливаются холодильники и проверяется их концентричность по отношению к валу.

352. Опробование мельницы после капитального ремонта производится, сначала без бил, а затем навешиваются била и выполняется вторичное опробование. Продолжительность опробования мельницы с билами 2

3 часа, а после смены подшипников 8 часов.

Приложение 1 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Схема пылеприготовления

1

бункер сырого угля; 2

течка сырого угля; 3

питатель сырого угля; 4

барабанная мельница; 5

котел; 6

воздухоподогреватель; 7

короб горячего воздуха; 8

пылепровод; 9

сепаратор; 10

течка возврата; 11

циклон; 12

мигалка; 13

перекидной шибер; 14

шнек; 15

бункер пыли; 16

питатель пыли; 17

мельничный вентилятор; 18

трубопровод рециркуляции; 19

короб первичного воздуха; 20

пылепровод к горелкам.

Приложение 2 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Автоматический пневмообрушитель

1

трубопровод от магистрали сжатого воздуха; 2

коллектор с клапанами; 3

кулачковый вал; 4

электродвигатель; 5

редуктор; 6

бункер.

Приложение 3 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Кран-тележка

1

стрела; 2

противовес.

Приложение 4 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Дисковый питатель сырого угля

1

корпус; 2

рама; 3

редуктор; 4

диск; 5

нож; 6

телескопическая труба.

Таблица 1

Характеристика дисковых питателей

Основные показатели	Тип питателя
	600/5	600/10	850/20	850/30
Производительность, т/ч	5	10	20	30
Мощность двигателя, кВт	2	2	2	2
Скорость вращения диска, об/мин	7,3	14,5	14,5	14,5
Скорость вращения двигателя, об/мин	960	960	960	960
Общая высота, мм	905	905	1080	1080
Максимальная длина, мм	1150	1150	1350	1350
Вес питателя, килограмм (далее кг)	701	770	900	970

Рисунок 2. Съемник тарелки питателя

1

съемник; 2

тарелка питателя; 3

вал.

Рисунок 3. Спиральная броня дискового питателя

1

броня; 2

стенка корпуса; 3

тарелка.

Приложение 5 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Таблица 1

Характеристика ленточных питателей

Производительность, м3/ч	Ширина ленты, мм	Расстояние между центрами барабанов, мм	Скорость ленты, м/с	Высота слоя топлива, мм	Габаритные размеры, мм
					Длина	Ширина с приводом	Высота
34,5	400	865	0,32	100	1404	1715	530
46	500	1500	0,32	100	2034	1825	530
108	800	2000	0,54	80	2670	2500	604
270				200

Таблица 2

Производительность, м 3/ч	Тип редуктора	Электродвигатель			Вес питателя, кг
		Тип	Мощность, кВт	Скорость вращения, об/мин
34,5	РМ250-1-1ц РМ250-1-2ц	АО42-6	1,7	1000	391
46	РМ250-1-1ц РМ250-1-2ц	АО42-6	1,7	1000	471
108	РМ350-1-1ц	АО51-6	2,8	1000	1232
270	РМ350-1-2ц

Рисунок 1. Реконструированный привод ленточного питателя

1

электродвигатель; 2

червячный редуктор; 3

дополнительная пара шестерен 1:2; 4

ведущий барабан; 5

лента.

Рисунок 2. Предохранительный клапан на ленточном питателе угля

1

течка; 2

регулирующая дверца; 3

привод к автомату; 4

клапан с грузом.

Приложение 6 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Таблица 1

Характеристика скребковых питателей

Производительность, т/ч	Тип питателя	Ширина (загрузочной воронки), мм	Длина (расстояние между осями шкивов), мм	Мощность электродвигателя, кВт
0,55-18,5	СПУ-500	500	1680, 2520, 4060	3,4
3,2-34,0	СПУ-700	700	1680, 2520, 4060, 5040	3,4
"	СПУ-700	700	7000, 9800	3,4
15,0-45,0	СПУ-900	900	6600, 8600, 10800, 11600, 12000, 12600, 13200, 23200	12,0
8,7-62,5	СПУ-1100	1100	8600	-
8,7-62,5	СПУ2-1100	1100	8600	-
1,1-14,5	СПТ-700	700	2520	3,4
2,4-32,0	СПТ-1000	1000	8120	3,4

Рисунок 1. Скребок заводской конструкции

1

скребок из полосы 80х16мм; 2

пластина цепи.

Рисунок 2. Реконструированный скребок

1

полоса 80х12 мм; 2

ребро жесткости.

Таблица 2

Характеристика пластинчатых питателей

Производительность, т/ч	Ширина питателя, мм	Длина питателя, мм	Тип редуктора	Электродвигатель	Передача (привод)
16-50	500	До 10	-400-1 (шестеренчатый)	Переменного тока типа АО, мощностью от 1,7 до 7 кВт	Шестеренчатая
25-110	500	До 10	-500-1	То же	То же
50-200	500	До 10	-400 или 500	"	"

Приложение 7 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Бункер пыли при однорядном расположении питателей пыли

А

несимметричный бункер; б

симметричный бункер.

Приложение 8 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Лопастной питатель пыли

Таблица 1

Характеристика лопастных питателей

Основные показатели	Характеристика лопастных питателей
Производительность, т/ч	2,5 - 5	2,5 - 5
Габаритные размеры, мм:
длина	1 136	1 136
ширина	970	970
высота	835	770
Электродвигатель:
тип	ПНЗ-85	ПНЗ-85
мощность, кВт	0,9	0,9
скорость вращения, об/мин	1 350 - 450	1 350 - 450
напряжение, В	220	220
Пускорегулирующий реостат	РП-2423-Ф	РП-2423-Ф
Вес с электродвигателем, кг	739	715

Рисунок 2. Тележка с подъемным столом для ремонта питателей пыли

1

рама; 2

подъемный стол; 3

гайка; 4

полый винт с ручками; 5

винт с левой резьбой; 6

опорный домкрат; 7

опорный винт.

Приложение 9 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Реконструированный питатель пыли

1

пылевая камера; 2

камера редуктора; 3

вставка.

Рисунок 2. Шнековый питатель пыли по ОН 390-58

1

воронка; 2

шибер; 3

корпус; 4

тройник; 5

шнек; 6

электродвигатель.

Таблица 1

Характеристика шнековых питателей

Основные показатели	Для муфельных горелок		Для основных горелок
Производительность, т/ч	0,5 - 1,5	0,75 - 2,25	2 - 6	3 - 9
Диаметр шнека, мм	148,5	148,5	148,5	148,5
Скорость вращения шнека, об/мин	25 - 74	40 - 120	99 - 297	158 - 478
Диаметр приводного шкива, мм	500	310	500	310
Клиновые ремни типа А, шт.:
длиной 2 800 мм	2	2	-	-
длиной 2 000 мм	2	-	2	-
длиной 1 600 мм	-	2	1	2
Электродвигатель постоянного тока:
тип	ПН-85	ПН-85	ПН-85	ПН-85
мощность, кВт	0,9	0,9	0,9	0,9
Пределы регулирования числа оборотов электродвигателя в минуту	450 - 1 350	450 - 1 350	450 - 1 350	450 - 1 350
Напряжение, В	110 - 220	110 - 220	110 - 220	110 - 220
Пускорегулирующая аппаратура электродвигателя	Реостат пусковой типа РП-2511		Реостат возбуждения типа РВ-5223
Вес без электродвигателя, кг	487	470	437	420

Приложение 10 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Сепаратор пыли типа ЦККБ

Рисунок 2. Сепаратор типа ТКЗ-ВТИ

Таблица 1

Характеристика сепараторов пыли типа ЦККБ

Типоразмер		ЦККБ-2500	ЦККБ-2850	ЦККБ-3420	ЦККБ-4000
Объем, м3		5,5	8,4	14,3	22,0
Размеры, мм	Д	2 500	2 850	3 420	4 000
	Д1	1 950	2 250	2 700	3 150
	Д2	1 100	1 275	1 530	1 818
	d	650	750	900	1 050
	H	4 180	4 650	5 350	6 350
	H1	1 730	1 940	2 200	2 755
	H2	1 500	1 725	2 070	2 415
	H3	335	375	486	525
Вес, кг	Взрывоопасный	2 632	3 349	6 540	8 680
	Взрывобезопасный	2 486	3 253	4 976	-

Таблица 2

Характеристика сепараторов пыли

Наименования		Тип мельницы
		ШБМ-287/470	ШБМ-340/600	ШК-380-550	ШБМ-400/800
1		2	3	4	5
Диаметр D, мм		3 300	3 600	4 250	4 750
Высота H, мм		5 490	5 955	6 965	7 745
Объем, V, м3		14,0	21,2	33,0	47,6
Диаметр пылепровода d, мм	АШ (I)	850	1 000	1 250	1 500
	Каменный уголь (II)	1 000	1 250	1 500	1 850
	Бурый уголь (III)	1 250	1 500	1 850	2 100
Расход воздуха Vмв, м3/ч	I	35 000	53 000	82 500	115 000
	II	48000 - 53000	73000 - 81000	114 000 - 126 000	159 000 - 176000
	III	65 000	96 500	134 000	214 000
Скорость воздуха в пылепроводе W, = W, м/сек	I	17,2	18,7	18,1	18,1
II	17 - 19	16,3 - 18	17,8 - 19,7	16,5 - 18,2
III	14,7	15,2	16,0	17,2
Вес, кг	I. Взрывоопасный	7 176	8 501	11 533	14 245
	Взрывобезопасный	7 040	8 328	11 309	13 925
	II. Взрывоопасный	7 315	8 763	14 813	14 547
	Взрывобезопасный	7 179	8 590	11 583	14 227
	III. Взрывоопасный	7 548	8 993	12 109	14 787
	Взрывобезопасный	7 412	8 820	11 879	14 467

Рисунок 3. Сепаратор с литой броней конуса

1

болтовая бронеплита; 2

безболтовая бронеплита; 3

фланец.

Рисунок 4. Сепаратор, бронированный приваркой прутков

Рисунок 5. Сепаратор с отбойным кольцом

Рисунок 6. Сепаратор типа ЦККБ, реконструированный по схеме ВТИ

1

отбойная плита; 2, 3

цилиндрические вставки; 4, 5

уплотняющие кольца; 6

наставка входного патрубка.

D	D1	D2	d	d1	H	H1
2 850	850	1 600	700	850	1 500	1 400
3 420	1 200	2 000	800	950	1 800	1 700

Рисунок 7. Сепаратор типа ЦККБ по схеме ВТИ

1

отверстия с мигалками для выпуска возврата; 2

отбойная плита; 3

отбойный конус.

Рисунок 8. Сепаратор типа ЦККБ с расширенным входом и выходом

Приложение 11 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Циклон типа ЦККБ

1

входной патрубок; 2

выходной патрубок; 3

взрывные клапаны.

Рисунок 2. Циклон типа НИИОГАЗ

1

входной патрубок; 2

выходной патрубок; 3

направляющие лопатки; 4

взрывные клапаны.

Таблица 1

Характеристика циклонов пыли типа ЦККБ

Диаметр D, мм		2 400	2 750	3 150	3 600	4 000
Высота H, мм		6 745	7 710	8 750	10 338	11 437
Объем, м3		17,76	27,8	35,0	57,9	77,4
Расход воздуха , тыс. м3/ч		24 - 30	30 - 39	39 - 52	52 - 65	65 - 80
Вес, кг	Взрывоопасный	2 849	3 730	4 829	-	-
	Взрывобезопасный	2 581	3 417	-	-	-

Таблица 2

Характеристика циклонов пыли типа НИИОГАЗ

Диаметр D, мм		750	900	1050	1050	1450	1600	1850	2150	2350	2650	3000
Высота H, мм		4680	5426	6172	7172	8321	9139	10540	12223	13395	15028	16937
Объем, м3		1,16	1,97	3,09	5,17	8,05	10,8	16,91	26,31	33,08	50,0	70,9
Расход воздуха Vцкл, тыс. м3/ч		5,0	7,5	10,0	15,0	20,0	25,0	30-35	40-45	50	60-70	80-90
Вес, кг	Взрывоопасный	428	648	938	1245	1701	2056	2709	3616	4252	6025	7591
	Взрывобезопасный	454	604	894	1189	1633	1973	2576	3435	4072	3708	7333

Рисунок 3. Стрела для монтажа сепараторов и циклонов

Приложение 12 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Конусная мигалка на течке возврата

1

течка возврата; 2

конус; 3

коромысло; 4

призма; 5

противовес;

6

ограничитель хода (три прутка).

Таблица 1

Характеристика конусных мигалок

Обозначение нормалей	Dу, мм	Производительность, т/ч		Диаметр и толщина стенки пылепровода, мм	Смещение осей входного и выходного пылепроводов, мм	Габаритные размеры, мм			Вес, кг
		минимальная	максимальная			высота	длина	ширина
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
МВН 1010-07	70	-	-	76х3,5	105	490	390	310	16,4
МВН 1010-08	100	2,0	2,7	108х4	115	515	450	310	19,9
МВН 1010-09	150	4,4	6,2	159х5	145	555	550	350	28,3
МВН 1010-10	200	8,4	12,0	219х6	167	555	680	435	46,2
МВН 1010-11	250	13,0	18,0	273х7	195	730	790	490	61,9
МВН 1010-12	300	19,0	26,0	325х8	203	855	890	585	110,0
МВН 1010-13	350	25,0	35,0	377х10	226	980	1050	700	153
МВН 1010-14	400	33,0	46,0	426х9	246	1 065	1140	750	181
МВН 1010-15	450	42,0	58,0	478х9	286	1 155	1260	790	209
МВН 1010-16	500	51,0	72,0	529х9	336	1 390	1530	960	276

Приложение 13 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Таблица 1

Сортамент труб для изготовления пылегазопроводов

Условный проход Dу, мм	Трубы из листовой стали индивидуального изготовления			Трубы
	Наружный диаметр и толщина на стенки Dн х S, мм	Вес 1 погонный метр, кг	Материал	Наружный диаметр и толщина стенки Dн х S, кг		Вес 1 погонный метр, кг	Материал
1	2	3	4	5		6	7
Пылепроводы к горелкам
100				114 х 8		20,91	Сталь типа Ст. 2 или сталь 10
150				168 х 8		31,57
200				219 х 8		41,63	Сталь типа Ст. 2 или сталь 10
225				245 х 9		52,38
250				273 х 9		58,60
275				299 х 10		71,27
300				325 х 10		77,68
325				351 х 10		84,10
350				377 х 10		90,51
400				426 х 11		112,58
450	478х8	92,72	Сталь листовая, Ст. 0	-		-
Пылегазопроводы
500	529х5	64,58	Сталь листовая Ст. 0		529 х 7	90,11	Сталь листовая типа Ст. 2
600	630х5	77,06			630 х 7	107,5
700	720х5	88,12
800	820х5	100,4
900	920х5	112,8
1 000	1020х5	125,1
1 100	1120х5	137,4
1 200	1220х5	149,7
1 300	1320х5	162,8
1 400	1420х5	174,4
Воздухопроводы
200	219х3	14,95	Сталь листовая МСт. 0
225	245х3	17,68
250	273х3	19,97
275	299х3	20,89
300	325х3	23,82
325	351х3	25,74
350	377х3	27,67
400	426х3	31,28
450	478х3	36,12
500	529х3	38,89
600	630х3	46,36
700	720х3	53,02
800	820х3	60,42
900	920х3	67,81
1 000	1020х3	75,2
1 100	1120х3	82,6
1 200	1220х3	89,9
1 300	1320х3	97,4
1 400	1420х3	104,8
Разного назначения
400	426х5	51,8	Сталь листовая МСт. 0		426 х 7	72,23	Сталь типа Ст. 2
450	478х5	58,3

Рисунок 1. Бетонная броня пылепроводов к горелкам

1

пылепровод; 2

кожух; 3

бетон.

Рисунок 2. Подготовка листов к сварке

а)

внахлестку; б)

в стык.

Рисунок 3. Соединение стенок коробов

а)

из листов толщиной 2 мм; б)

то же толщиной 3 мм; в)

то же толщиной 5 мм и более.

Рисунок 4. Соединение стенок коробов пригоночными планками

Рисунок 5. Подготовка к сварке продольных швов коробов
круглого сечения

а) - внахлестку; б) - в стык.

Рисунок 6. Подготовка под сварку поперечных стыков

коробов круглого сечения на подкладном кольце

Таблица 2

Толщины уплотнения фланцевых соединений

Материал	Толщина или диаметр прокладки, мм	Зазор между фланцами, мм	Место установки
1	2	3	4
Листовой асбест	4	3	Пылепроводы
Листовой асбест	4	3	Короба газовоздухопроводов с размерами сторон до 1500 мм
Асбестовый шнур	8	5	Короба газовоздухопроводов с размерами сторон до 2500 мм
Асбестовый шнур	10	5	Короба газовоздухопроводов с размерами сторон более 2500 мм
Технический картон	-	3	Короба холодного воздуха

Рисунок 7. Стык двух сегментов асбестовой прокладки клином

Рисунок 8. Укладка асбестового шнура во фланцевом соединении

Таблица 3

Характеристика линзовых компенсаторов

Типы компенсаторов	Компенсирующая способность ( ) одной линзы, мм
	без предварительной растяжки для среды с температурой, C		с предварительной растяжкой на величину для среды с температурой, C
	до 300	300-400	до 300	300-400
Линзовые прямоугольные сечениями, квадратный метр:
менее 0,5	4	3	8	6
0,5 - 0,8	8	6	16	12
0,8 - 1,2	9	7	18	14
свыше 1,2	10	7,5	20	15
Линзовые круглые с диаметрами, мм:
200 - 325	4	3	8	6
350 - 400	5	4	10	8
450 - 700	8	6	16	12
800 - 900	9	7	18	14
1 000 - 1 400	10	7,5	20	15

Примечания. 1. Для двухлинзовых компенсаторов приведенные значения компенсирующей способности (

) принимать удвоенными.

2. При изготовлении линз из листовой стали толщиной 1,5 мм значение компенсирующей способности увеличивается на 30 %.

Таблица 4

Допуски заготовок участков пылегазовоздухопроводов

Наименование	Допуски, мм
Длина трубы, патрубка, штуцера и высота компенсаторов	3 (на 1 м)
Отклонение от чертежа осевой линии колена или отвода	5 (на 1 м длины прямого участка колена или отвода)
Отклонение расположения отверстий во фланцах под болты	0,8
Непараллельность поверхностей соединяемых фланцев: для пылепроводов диаметром 200 - 500 мм диаметром свыше 500 мм для газовоздухопроводов с размером сторон 1 500 х 1 500 мм от 1 500 х 1 500 до 2 500 х 2 500 мм свыше 2 500 х 2 500 мм	2 3 3 5 7
Стрела прогиба, разница диагоналей изделия прямоугольного сечения, длина сторон прямоугольного сечения	0,002 от длины собранного блока, от размеров диагоналей по чертежу и от размера стороны
Диаметр и эллипсность изделий круглого сечения	0,003 от диаметра

Рисунок 9. Растяжка компенсаторов

а)

большого сечения; б)

малого сечения; 1

кусок дерева или металла; 2

крестовина.

Рисунок 10. Приварка штырей для крепления изоляции

Рисунок 11. Газовоздухопроводы, центрованные клиньями

Рисунок 12. Плотный шибер

1

коллектор первичного воздуха; 2

труба; 3

фланец; 4

асбестовые уплотнения; 5

клапан; 6

рычаг; 7

вал; 8

рычаг привода;

9

кожух привода.

Рисунок 13. Перекидной клапан в коробе первичного воздуха

1

короб первичного воздуха; 2, 3

мельничные вентиляторы;

4

перекидной клапан.

Рисунок 14. Люк "Гипрогазоочистки"

1

стенка; 2

корпус люка; 3

крышка; 4

рычаг; 5

откидной прижим; 6

теплоизоляция.

Приложение 14 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Таблица 1

Характеристика шнеков

Показатели	Диаметр винта, мм
	200	300	400	500
Число оборотов винта в минуту	37,5	23,6	23,6	23,6
	60	37,5	37,5	37,5
	95	60	60	60
	-	95	95	95
Коэффициент наполнения	0,125 - 0,4	0,125 - 0,4	0,125 - 0,4	0,125 - 0,4
Производительность в зависимости от числа оборотов и коэффициента наполнения, м3/ч	1,4 - 11	3 - 39	7 - 90	14 - 180
Длина, м	3,5 - 50	3,5 - 50	3,5 - 50	3,5 - 50
Вес, кг/пог. м	58	111	145	196
Вес привода, кг	360 - 382	360 - 532	517 - 854	824 - 1604
Мощность электродвигателя, кВт	2,8 - 4,5	2,8 - 10	7 - 20	14 - 40
Число оборотов электродвигателя в минуту	1420-1440	1420-1460	1440-1460	1460-1470

Рисунок 1. Скоба для снятия полумуфт

Рисунок 2. Приспособление для проверки валов

1

вал шнека; 2

рама приспособления; 3

стойка; 4

передвижная стойка; 5

винт.

Рисунок 3. Приспособление для проверки валов

1

вал шнека; 2

рама приспособления; 3

стойка, 4

передвижная стойка;

5

шарикоподшипник.

Рисунок 4. Шаблон для проверки фланцев

1

цапфа шнека; 2

фланец вала шнека; 3

шаблон.

Рисунок 5. Шаблон для проверки желоба шнека

1

шаблон; 2

фланец шнека.

Рисунок 6. Однофланцевые цапфы

1

фланец вала; 2

фланец соединительной цапфы; 3

шаблон; 4

контрольные пальцы.

Рисунок 7. Приспособление для подъема винта шнека

1

рама; 2

болт с гайкой; 3

винт; 4

гайка со штурвалом; 5

крюк.

Таблица 2

Допуски при посадке шарикоподшипников

Номинальный диаметр вала, мм	Допуски на обработку деталей		Допуски на посадку подшипника на вал, мм
	Отклонение внутреннего диаметра отверстия подшипника, мм	Отклонение диаметра вала от номинальных диаметров, мм
30 - 50	0,0 до 0,01	+0,02 до 0,003	Натяг от 0,03 до 0,003
50 - 80	0,0 до 0,015	+0,023 до 0,003	Натяг от 0,038 до 0,003

Таблица 3

Допуски при посадке подшипников

Номинальный диаметр вала, мм	Отклонение наружного диаметра подшипника, мм	Отклонение отверстий корпуса от номинальных размеров, мм	Допуск на посадку подшипника в корпус, мм
50 - 80	От 0,0 до -0,013	От -0,01 до +0,02	Натяг 0,01 Зазор 0,03
80 - 120	От 0,0 до -0,015	От -0,012 до +0,023	Натяг 0,012 Зазор 0,038

Таблица 4

Допуски посадки шестерен

Номинальный диаметр вала, мм	Отклонение отверстия шестерни, мм	Отклонение диаметра вала от номинальных размеров, мм	Допуск на посадку, мм
80 - 120	+0,035 - 0,0	+0,035 - +0,012	Зазор 0,023 Натяг 0,035

Рисунок 8. Приспособление для изготовления витков шнека

1

труба, обрезанная по винтовой линии; 2

труба; 3

плита;

4

прорези; 5

полоска; 6

накладка.

Рисунок 9. Сварная цапфа шнека

Рисунок 10. Узел промежуточного подшипника

1

ось цапфы; 2

ось подшипника.

Таблица 5

Допуски на посадку полумуфт на валы

Номинальный диаметр вала, мм	Допуск на посадку полумуфт на валы, мм
	Тугая посадка	Напряженная посадка
50 - 80	Зазор 0,02 Натяг 0,03	Зазор 0,027 Натяг 0,02
80 - 120	Зазор 0,025 Натяг 0,035	Зазор 0,032 Натяг 0,026

Рисунок 11. Узел промежуточного подшипника шнека

1

корпус подшипника, 2

крышка; 3, 4

деревянные вкладыши, 5

цапфа; 6

вал со спиралью; 7

прокладка из фетра.

Приложение 15 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Приспособление для снятия крыльчатки с вала

Рисунок 2. Приспособление для посадки крыльчатки на вал

1

гайка; 2

винт; 3

стакан; 4

гайка.

Рисунок 3. Стенд для одновременной сборки двух крыльчаток

1

крыльчатки; 2

стенд; 3

диск; 4

планка; 5

лопатка.

Таблица 1

Основные данные мельничных вентиляторов

Показатели	Типоразмер мельничного вентилятора
	ВМ50/1000-1Б	ВМ75/1200-1Б	ВМ100/1200
Диаметр рабочего колеса, мм	1 600	1 730	1 735
Вес ходовой части, кг	756	800	800
Вес рабочего колеса со ступицей, кг	546	663	663
Вес вала, кг	108	151	151
Вес электродвигателя, т	~ 2	~3	~4

Приложение 16 к Методическим указаниям по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций

Рисунок 1. Водораспределительная головка

1

пробка, 2

сальниковое уплотнение, 3

крышка корпуса,

4

корпус головки, 5

полый вал, 6

диск, 7, 8, 9

водоотводящая, охлаждающая и водоподводящая трубки.

Приложение 16 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Методические указания по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций (далее

Методические указания) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" рассмотрены условия и порядок тепловизионного обследования зданий и сооружений, котлов, паропроводов, дымовых труб и тепловых сетей.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) тепловизор

устройство для наблюдения за распределением температуры исследуемой поверхности.

Примечание: Распределение температуры отображается на дисплее как цветная картинка, где разным температурам соответствуют разные цвета. Изучение тепловых изображений называется термографией;

2) инфракрасная термография (тепловое изображение или тепловое видео)

это научный способ получения термограммы, изображения в инфракрасных лучах, показывающего картину распределения температурных полей;

3) пирометр

прибор для бесконтактного измерения температуры тел.

Примечание: Принцип действия основан на измерении мощности теплового излучения объекта измерения преимущественно в диапазонах инфракрасного излучения и видимого света;

4) средство измерений

техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики, воспроизводящее и (или) хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменным (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Инфракрасная диагностика зданий и сооружений

3. Одним из основных путей экономии топлива является уменьшение тепловых потерь и теплопоступлений через ограждающие конструкции строительных сооружений, достигающие по зарубежным источникам до 30 % общих потерь.

4. Тепловизионный контроль качества теплозащиты зданий и сооружений зарекомендовал, как один из основных способов контроля состояния ограждающих конструкций по окончании строительства и в период эксплуатации, ввиду оперативности, наглядности метода и достоверности полученных результатов. Метод выявляет нарушения теплозащиты ограждающих конструкций, возникшие в результате следующих причин:

1) нарушения технологии изготовления строительных материалов, складирования, перевозки;

2) ошибок и нарушений при строительстве зданий;

3) неправильного режима эксплуатации.

5. Перечисленные факторы приводят к снижению теплозащитных свойств в отдельных местах ограждающих конструкций в результате воздействия погодных (ветер, атмосферные осадки) и естественно-климатических (циклы тепло-холод-тепло, влажность) условий. Это, приводит к ухудшению микроклимата внутри зданий и перерасходу топлива, вследствие повышения теплопотерь.

6. Современные тепловизионные системы позволяют выявить участки с повышенными теплопотерями и определяет их границы. Количественная оценка обнаруженного дефекта производится в лабораторных условиях с использованием современной программной продукции и традиционного математического аппарата, согласно СНиП РК 2.04-03-2002 "Строительная теплотехника", СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий".

7. Физическая сторона явлений, происходящих при излучении и распространении тепла поверхностями ограждающих строительных конструкций, относительно требований к термографии зданий и сооружений, а также порядку ее проведения, согласно ГОСТ 25380-2014 "Межгосударственный стандарт. Здания и сооружения. Метод измерения плотности тепловых потоков, проходящих через ограждающие конструкции" (далее - ГОСТ 25380-2014).

Параграф 1. Используемые приборы и оборудование

8. Тепловизоры для термографии зданий и сооружений отвечают требованиям:

1) диапазон измеряемых температур -20

С - +30 градус Цельсия (далее -

С);

2) предел температурной чувствительности 0,5

С;

3) диапазон рабочих температур -15

С - +40

С;

4) возможность применения сменных объективов, угол обзора 7 градусов

20 градусов;

5) число элементов в строке число элементов в кадре, не менее 100*100;

6) возможность получения значения температуры в градусах Цельсия на экране дисплея тепловизора или переносного компьютера непосредственно на месте съемки;

7) возможность записи термоизображения на видеомагнитофон или иной магнитный носитель информации;

8) регулирование значения излучательной способности (e).

9. В современной тепловизионной технике используются инфракрасные (далее

ИК) детекторы. Работающие в двух диапазонах

коротковолновом (3

5 микрометров (далее

мкм)) и длинноволновом (8

14 мкм).

Использование ИК-диапазонов связано с особенностями пропускания теплового излучения атмосферой. Спектральный коэффициент отражения минимален, следовательно, минимально влияние отраженного излучения. В этом отношении позиции длинноволнового и коротковолнового ИК-диапазонов одинаковы для случая термографии зданий.

10. 40 % всей энергии собственного ИК-излучения объекта приходится на длинноволновую часть, а на коротковолновую

всего 1 %. Нежелательно применение для термографии зданий и сооружений тепловизоров индикаторного типа, принцип действия которых основан на преобразовании инфракрасных лучей с помощью пировидиконовой трубки. Термография зданий проводится, зимой в отопительный период.

11. Для обследования зданий и сооружений кроме тепловизора необходимо оборудование:

1) прибор для контактного измерения температуры с погрешностью не более 0,5

С;

2) чашечный анемометр (прибор для определения скорости ветра);

3) штатив;

4) измерительная рулетка (более 10 метров);

5) ртутный термометр для измерения температуры окружающего воздуха;

6) преобразователь теплового потока;

7) ИК-пирометр.

Параграф 2. Условия для качественной термографии и подготовка к измерениям

12. С целью получения достоверных результатов при термографическом обследовании зданий и сооружений выполняются ряд условий, согласно ГОСТ 25380-2014.

13. Измерения производятся при перепаде температур между внутренним и наружным воздухом, превосходящим минимально допустимый, который определяется по формуле:

, (1)

где q

предел температурной чувствительности тепловизора,

С;

R₀ⁿ

проектное сопротивление теплопередаче, м

С/Вт;

коэффициент теплоотдачи, принимается равным:

1) для внутренней поверхности стен по нормативно-технической документации;

2) для наружной поверхности стен при скоростях ветра 1, 3, 6 м/с

соответственно 11, 20, 30; Вт/(м

С);

r

относительное сопротивление теплопередаче подлежащего выявлению дефектного участка ограждающей конструкции, не более 0,85.

14. Термография зданий и сооружений проводится в отопительный сезон, так как при этом перепад температур будет максимально возможным и всегда удовлетворяется условию формулы (1).

Необходимо отсутствие осадков, на поверхности обследуемых зданий. Условия тепловой инерции материалов конструкций при термографии наружной части здания требуется, чтобы обследуемый объект не находился на солнце в течение 12 часов, предшествовавших съемке. Проводятся измерения утром, в пасмурную погоду.

15. При инфракрасной съемке внутри помещений обращается внимание на экранирование источников света и тепла (ламп накаливания, отопительных радиаторов) расположенных вблизи объекта термографии.

16. При ветреной погоде, измеряется его скорость для дальнейшей корректировки измеренных значений температур. Выбираются безветренные дни. Сила и направление ветра оказывают существенное влияние на теплопотери воздухопроницанием и теплопотери конвекцией с наружной поверхности.

17. Ввиду значительных размеров зданий тепловизионная съемка производится по кадрам. По завершении съемки очередного кадра оператор перемещается с тепловизором таким образом, чтобы объект измерения находился под углом наблюдения не менее 60 градусов. В этом случае излучательная способность от угла наблюдения практически не зависит. В диапазоне от 60 градусов до 90 градусов излучательная способность при приближении к 90 градусам падает, а коэффициент отражения возрастает. Поэтому стремятся, чтобы тепловизор был направлен по нормали к снимаемому объекту. Если высота такого объекта превышает 10 метров, то для работы используется монтажная вышка. Удаленность тепловизионной камеры от объекта при наружной съемке выбирается в следующем диапазоне:

1/(tg f) <L<L_пред., (2)

где L

удаление тепловизора от объекта съемки;

tg f

тангенс угола обзора объектива;

L_пред.

расстояние, на котором тепловизор теряется требуемая точность в соответствии с техническими характеристиками и поглощением ИК-излучения атмосферным воздухом.

18. При приближении к объекту на расстояние L< 1/tg f увеличивается время съемки. При термографии внутренней поверхности объекта исходя из размеров участка с повышенными теплопотерями, используются объективы с углом обзора не менее 12 градусов.

19. На обследуемой поверхности выбирается геометрический репер, в качестве которого используются типовые строительные элементы с известными линейными размерами, для определения масштаба при обработке результатов измерений.

Параграф 3. Проведение тепловизионной съемки

20. Тепловизор устанавливается, подключается видеомагнитофон и выставляется необходимый температурный диапазон, который в современной тепловизионной технике определяет не только верхнюю и нижнюю границу измеряемых температур, но и чувствительность. Регулируя фокус, температурный уровень, яркость и контраст добиваются устойчивого и четкого термоизображения на экране видеоконтрольного устройства.

21. Термоизображение наружной поверхности снимается по кадрам и записывается на видеомагнитофон или диск. Видеомагнитофон позволяет записывать звуковую информацию о параметрах съемки, поэтому его использование предпочтительно. У современных тепловизоров последних модификаций, имеются встроенные микрофоны, встроенные меню на русском языке, производится запись изображений на карты памяти разной емкости, а также записывается вся информация о тепловом состоянии объекта, получается удовлетворительная термограмма при обработке в случае неверного выбора оператором параметров съемки.

22. Все значения температур, которые используются предварительно корректируются с учетом излучательной способности объекта. Если эта величина известна, то фактическая температура определяется по формуле:

T_факт=T_рад /

(3)

где Т_рад

измеренная тепловизором температура, Кельвин (далее

К);

Т_факт

фактическая температура объекта, К;

e

коэффициент излучения материала.

23. Современные тепловизоры делают коррекцию автоматически, вводится значение излучательной способности.

Значения коэффициента "e" для основных строительных материалов приведены в таблице 1 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям. Они предназначены для использования, зависят не только от температуры материала, но и от спектральной чувствительности используемого прибора. Поэтому излучательная способность исследуемой поверхности определяется непосредственно на месте съемки.

24. Контактным термометром определяется истинная температура объекта, а затем вводятся в процессор тепловизора значения e, добиваются равенства Т_изм. и Т_рад.. Установленное при достижении указанного равенства значение e и является истинной излучательной способностью объекта.

Ошибка в измерении температуры от неверного определения излучательной способности зависит от используемого ИК-диапазона и температуры объекта съемки. При температуре около 0

С эта погрешность незначительна (около нуля), но она возрастает с понижением температуры объекта и достигает нескольких градусов на ошибку по e в 0,1 при температуре объекта -20

С.

Просмотрев поверхность исследуемого здания, и записав ее термоизображение на видеомагнитофон (или иной носитель) выбирается базовый участок, размером больше двух толщин ограждающей конструкции и имеющий равномерное температурное поле. Этот участок выполняется из тех же стройматериалов, и имеет ту же конструкцию, что и исследуемая поверхность с температурными аномалиями. Его температурное поле соответствует минимальному выходному сигналу тепловизора для исследуемого объекта. Сравнивая термоизображение ограждающей конструкции и базового участка, выявляются места с повышенными теплопотерями. Температура наружной поверхности таких участков превышает температуру базового участка, на величину цены деления шкалы тепловизора.

25. Базовый участок и места с температурными аномалиями подвергаются детальной термографии уже с минимально возможного расстояния снаружи и внутри зданий, там же измеряется температура окружающего воздуха. Визуально осматривается этот участок, определяется, не является ли его тепловая картина следствием, локального загрязнения и соответственно изменения излучательной способности. По окончании съемки измеряются и записываются для каждого аномального и базового участков следующие величины:

1) температура наружного воздуха;

2) скорость ветра;

3) наружная температура на поверхности исследуемого участка;

4) температура внутренней поверхности исследуемого участка;

5) температура окружающего воздуха внутри здания;

6) температурный диапазон и уровень в момент съемки;

7) угол зрения используемого объектива;

8) расстояние до исследуемой поверхности;

9) излучательная способность поверхности объекта;

10) тепловой поток через исследуемый участок, если такие измерения проводились;

11) распределение температур по элементам системы отопления в обследуемом секторе здания.

26. При получении данных, приступают к количественной оценке результатов измерений и компьютерной обработке. Термограммы участков ограждающих конструкций с повышенными теплопотерями и примеры выбора базовых участков приведены на рисунках 1 - 7 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям

Параграф 4. Обработка результатов измерений

27. Результаты тепловизионной съемки представляются результатами обследования в виде цветных или черно-белых термограмм. Для каждого исследуемого фрагмента ограждающей конструкции имеются исходные данные:

1) излучательная способность (e);

2) температура воздуха вблизи объекта (Т);

3) температура атмосферного воздуха (Т_а) (при съемке внутри помещения

температура в его средней части, в 1,5 метрах от пола;

4) дистанция до объекта, метр (далее - м);

5) температурный уровень;

6) температурный диапазон;

7) виды используемых фильтров и диафрагм;

8) угол обзора используемого объектива.

28. При известной температуре в каждой точке учитывается скорость ветра (программы обработки термоизображения этого, не делают) в соответствии с формулой:

(4)

где V₁

скорость ветра при температуре Т₁, метр/секунда (далее

м/с);

V₂

скорость ветра при температуре Т₂, м/с .

Для проведения тепловизионной съемки выбирается безветренная погода, так как при переменном ветре использование данной корректировки приводит к дополнительной погрешности.

29. Выделяются 3 основные задачи при обработке термоизображений зданий и сооружений:

1) определение участков ограждающих конструкций с повышенными теплопотерями, согласно ГОСТ 30290-94 "Материалы и изделия строительные. Метод определения теплопроводности поверхностным преобразователем". Рассчитываются сопротивления теплопередаче R (м²

С/Вт) для базового и других характерных участков и сравниваются с требуемым значением. На этом этапе разделяются ограждающие конструкции на стены, окна и цоколь и в дальнейшем для каждой из этих поверхностей производят отдельные вычисления сопротивления теплопередаче, выявление базового участка, расчет полных теплопотерь (Q) и экономический ущерб;

2) определяются удельные теплопотери (q) для всех характерных участков;

3) определяется экономический ущерб от выявленных тепловых аномалий - определяются площади участков с повышенными теплопотерями, определяются избыточные теплопотери через эти участки, определяются количества и стоимости перерасходованных энергоносителей.

30. Используемые обозначения для расчетов:

1) R

сопротивление теплопередаче, (квадратный метр

градус Цельсия/Ватт (далее - м²

С/Вт));

2) R₀^тр

требуемое сопротивление теплопередаче, (м²

С/Вт);

3) n

коэффициент, принимаемый в зависимости от положения наружной поверхности ограждающей конструкции к наружному воздуху, согласно СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий";

4) q

удельные теплопотери, (Ватт/квадратный метр (далее - Вт/м²);

5) Q

полные теплопотери, (Ватт (далее - Вт));

6) t_н, t_в

измеренные температуры наружного и внутреннего воздуха, ^оС;

7) t_в, t_н

измеренные значения температуры наружной и внутренней поверхности ограждающей конструкции, ^оС;

8) d

толщина конструкции, метр (далее - м);

9) l

теплопроводность конструкции, (Ватт/метр

градус Цельсия (далее - Вт/(м

С)));

10)

_в,

_н

коэффициент теплоотдачи соответственно у внутренней и наружной поверхности ограждающей конструкции, (Ватт/квадратный метр

Кельвин (далее - Вт/(м²

К)));

11)

_к,

_л

соответственно конвективная и лучистая составляющие коэффициента теплоотдачи (Вт/(м²

К));

12) F

площадь поверхности ограждающей конструкции, (квадратный метр (далее - м²)).

31. Участки ограждающих конструкций с повышенными теплопотерями выявляются путем сравнения сопротивления ограждающих конструкций полученного в результате натурных измерений с требуемым значением определяемым в соответствии СНиП РК 2.04-03-2002 "Строительная теплотехника", СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий" по формуле:

(5)

где t_в, t_н,

t^н, n и

_в

расчетные и табличные значения, принимаются по СНиП РК 2.04-03-2002 "Строительная теплотехника", СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий".

32. Термическое сопротивление слоя многослойной конструкции определяется согласно СНиП РК 2.04-03-2002 "Строительная теплотехника" по формуле:

(6)

33. Сопротивление теплопередаче многослойной конструкции определяется по формуле:

(7)

34. Все вышеприведенные формулы применяются для вычисления требуемых и расчетных значений при проектировании, используется расчетный коэффициент теплопроводности материала слоя (l), но на практике его значение будет отлично от проектного.

35. При определении расчетного значения, то

_в и

_н принимаются по СНиП РК 2.04-03-2002 "Строительная теплотехника", СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий" или по таблицам 2 и 3 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, а если обрабатываются результаты натурных измерений, то эти значения рассчитываются по экспериментальным данным.

36. Для вычисления R по результатам натурных измерений используется выражение:

(8)

Эта формула применяется для обработки экспериментальных данных. Все значения берутся по результатам измерений, а коэффициент теплоотдачи (

_в )

вычисляется.

37. При измерении удельного теплового потока q (с помощью датчиков, тепломеров), используется формула, согласно ГОСТ 25380-2014:

(9)

где R_в,н,к

термическое сопротивление внутренней, наружной поверхности и однородной зоны ограждающей конструкции (м²

С/Вт);

q_ф

средняя за расчетный период измерения фактическая плотность теплового потока; для сплошных ограждающих конструкций:

(10)

где q

средняя за расчетный период измеренная плотность теплового потока (Вт/м²);

R_m

термическое сопротивление преобразователя теплового потока, определяемое по его паспортным данным, (м²

С/Вт);

R_c

термическое сопротивление слоя, определяемое расчетом, (м²

С/Вт).

38. Термическое сопротивление слоя ограждающей конструкции определяется как разность температур на границе слоя деленное на плотность теплового потока через него:

(11)

По результатам измерений определяется температура внутренней поверхности ограждающей конструкции для других расчетных условий, расчетным путем, согласно ГОСТ 25380-2014.

39. Если измерения плотности теплового потока (q) не проводились, вычисляется тепловой поток по результатам тепловизионной съемки и используются соотношения:

q=q_конв+q_луч (12)

q_конв=a_кx(t_н-t_н) (13)

_к= wxrxс_р, (14)

где q

плотность теплового потока (Вт/м²);

w

скорость потока, (м/с);

r

плотность массы, килограмм/кубический метр (далее - кг/м³);

с_р

теплоемкость при постоянном давлении, килоДжоуль/килограммx Кельвин (далее - кДж/кгx

К);

q_л=Сxex(t⁴_н-t⁴_н), (15)

где С

коэффициент лучеиспускания абсолютно черного тела (5,7x10^-8 Вт/м²);

e

излучательная способность поверхности объекта (это значение зависит от используемого инфракрасного диапазона и температуры объекта, а также от материала и геометрии ограждающей конструкции).

Приближенное значение e определяется из таблицы 1 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям. Более точное значение получается при сравнении температуры объекта, измеренной контактным способом, и температуры того же объекта, измеренной с помощью тепловизора. Абсолютно черным телом называют материал, который при данной температуре излучает наибольшее количество тепловой энергии. Основные строительные материалы относятся к "серым телам".

40. Плотность теплового потока не вычисляется, а измеряется непосредственно при обследовании зданий. Измеряется в соответствии с ГОСТ 25380-2014, преобразователем теплового потока (далее

ИТП-11) или аналогичным, согласно ГОСТ 30290-94 "Материалы и изделия строительные. Метод определения теплопроводности поверхностным преобразователем". Длительность измерений с наружной стороны ограждающих конструкций определяется тепловой инерцией последних (до 15 суток), согласно СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий", определяется диапазон температур наружного воздуха, при котором погрешность таких измерений будет минимальна. При использовании прибора ИТП-11 обеспечиваются условия при которых измеряемая плотность теплового потока находилась бы в диапазоне 33

50 Вт/м². Это обеспечивается при температурах наружного воздуха от -15 до 32 ^оС. При более высоких температурах погрешность измерений возрастает.

41. Для избежания трудностей с тепловой инерцией измерения теплового потока проводятся, с внутренней стороны ограждающих конструкций. С наружной стороны такие измерения проводятся в случаях сохранения устойчивой температуры на поверхности и невозможности проведения измерений внутри.

42. Воздушные зазоры между датчиками и поверхностью не допускаются. Шероховатости устраняются, датчики укрепляются на технический вазелин.

43. По известным удельным тепловым потокам через аномальные участки вычисляется полный тепловой поток, путем умножения на площадь этого участка. Полученное значение определяет избыточные теплопотери за счет наличия участков с повышенными теплопотерями, перерасход топлива, и в итоге,

экономический ущерб.

44. Приведенный выше расчет не учитывает теплопотерь воздухопроницанием. Если возникает необходимость определения места с повышенным сопротивлением воздухопроницанию ограждающей конструкции, определяется разность давления внутреннего и наружного воздуха для сравнения с нормативными значениями, согласно СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий".

45. При практической термографии имеются участки с повышенным воздухопроницанием

это предельный случай участка с повышенными теплопотерями, когда термическое сопротивление равно нулю. Процесс воздухопроницания "не стационарен" и зависит от разности давлений, температур, ориентации здания относительно сторон света, направления и силы ветра. Выявляются такие места, которые легко достигаются при тепловизионной съемке и ликвидируют их (заклейка окон, герметизация швов).

46. Современная тепловизионная техника позволяет выявить места расположения, участков ограждающих конструкций с повышенными теплопотерями и существенно упрощает решение следующих задач:

1) оценивается качество монтажа и проектирования новых зданий;

2) определяется целесообразность, объемы и сроки профилактического или капитального ремонтов зданий путем оценки степени дефектности и состояния отдельных его элементов;

3) осуществляется контроль, за уровнем тепловых потерь через отдельные элементы ограждающих конструкций зданий и сооружений.

47. Практическое применение инфракрасной техники для термографии ограждающих конструкций зданий и сооружений показало, что для стен с оконными проемами основные потери тепла (до 70 %) обусловливаются теплопроводностью и воздухопроницанием оконных заполнений. Теплопотери через глухие стены в основном обусловлавливатся теплопроводностью материалов стен, при условии качественной заделки межпанельных швов.

48. Тепловизионный контроль качества теплозащиты зданий и сооружений проводится по окончании строительства и в период эксплуатации. При этом нарушения теплозащитных свойств ограждающих конструкций подлежатся выявлению лишь в отопительный сезон. Для выполнения такого рода работ используются тепловизоры с чувствительностью не хуже 0,1

С, с программным обеспечением для анализа термоизображений. Выявление и определение границы участков ограждающих конструкций с повышенными теплопотерями другими методами не представляется возможным.

Глава 4. Инфракрасная диагностика обмуровки котельных агрегатов и тепловой изоляции оборудования

49. Основные качественные показатели тепловой изоляции, (далее - ТИ), максимально допустимые тепловые потери через ТИ и температура наружной поверхности регламентируются утвержденными нормами тепловых потерь, согласно Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации оборудования, работающего под давлением, утвержденным приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30 декабря 2014 года № 358 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10303) (далее – Правила № 358), и СП РК 4.02-105-2013 "Котельные установки".

Сноска. Пункт 49 - 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).

50. Каждый процент превышения норм тепловых потерь эквивалентен перерасходу около 300 килограмм (далее

кг) условного топлива в год на 1 МВт установленной мощности, затраты на содержание ТИ в надлежащем состоянии и систематический контроль, окупаются.

Применение для контроля теплоизоляции термощупов и измерителей тепловых потоков, основывается на прямом контактном измерении, что не всегда представляется возможным в реальных условиях производства, из-за невозможности доступа к месту измерения (нагромождение труб, балок). Испытания ТИ имеют основные цели:

1) определение объемов и локализация мест разрушения ТИ перед ремонтом;

2) оценка качества ТИ при приемке после монтажа, ремонта или реконструкции;

3) обследование состояния ТИ и ее паспортизация;

4) обследование суммарных потерь тепла через ТИ для подсчета коэффициента полезного действия основного оборудования.

51. Во всех случаях производится проверка соответствия ТИ установленным нормам потерь тепла через ТИ и температура на ее поверхности. Полученные результаты испытаний ТИ позволяют путем сравнения их с нормативными или проектными показателями, дается оценка качества выполнения или состояния ТИ, выявляются дефектные участки ТИ. Намечаются пути устранения дефектов.

Параграф 1. Объект испытаний

52. Испытаниям подлежится ТИ основного и вспомогательного оборудования и трубопроводов с температурой теплоносителя выше 100

С. Нормы тепловых потерь, принятые при проектировании ТИ и принятая температура поверхности изоляции, согласно СН РК 2.04-04-2011 "Тепловая защита зданий", при температуре воздуха в помещении 25

С.

Температура на поверхности ТИ не превышается 45

С при температуре теплоносителя равной или меньше 500

С, при температуре теплоносителя 501

600

С температура на поверхности ТИ не превышается 48

С.

Для объектов, расположенных на открытом воздухе, температура на поверхности ТИ не превышается 55

С при металлическом покровном слое, 60

С

при других видах покровного слоя.

53. Из-за сложности и разнообразия оборудования электростанций, до начала испытаний, все паропроводы и оборудование разбиваются на отдельные группы:

1) котельный цех. Испытаниям подвергается ТИ трубопроводов питательной воды, водоперепускные трубы в пределах котла, пароотводящие трубы, барабан, пароперепускные трубы, коллекторы пароперегревателя, трубопроводы перегретого пара (основного и вторично перегретого), холодные линии вторично перегретого пара, установка для подачи собственного конденсата на впрыски, обмуровка котла, воздушный и газовый тракт котла, системы пылеприготовления;

2) турбинный цех. Испытаниям подвергается ТИ турбины, паропроводов свежего и вторично перегретого пара, парапускных паропроводов от стопорных и регулирующих клапанов до цилиндра высокого давления турбины, трубопроводы питательной воды и конденсата, подогреватели, деаэраторы.

54. Удельные теплопотери и температура на поверхности ТИ нормируются в зависимости от температуры окружающего воздуха, во время испытаний производится измерения температуры окружающего воздуха вблизи мест измерений (0,8

1,5 метра от точки измерения удельных потерь тепла). Нормы потерь тепла изолированными поверхностями на открытом воздухе с расчетной температурой воздуха приведены в таблице 1 и 2 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указания.

Параграф 2. Измерительные приборы

55. Для измерения температуры поверхностей ТИ применяется тепловизор с параметрами не ниже:

1) диапазон измеряемых температур..........................- 20 до 1500

С;

2) чувствительность (не хуже).............................................. 0,1

С;

3) разрешающая способность............................................... 0,1

С.

56. Применение тепловизоров для оценки тепловых потерь ТИ (при компьютерном анализе с использованием соответствующего программного обеспечения), сначала проводится дополнительная работа по сравнению результатов измерений тепловых потоков, получаемых тепломерами и радиационных температур, измеренных тепловизионными системами.

57. Для измерения линейных размеров ТИ применяются линейки металлические и рулетка общего назначения согласно СТ РК 2.29-2004 "Государственная система обеспечения единства измерений Республики Казахстан. Государственный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений длины в диапазоне от 1

10^-6 до 50 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм". Толщина ТИ измеряется металлической линейкой при наличии свободных торцов или путем прокалывания ТИ толщиномером

заостренным стальным стержнем с нанесенными на нем мерными делениями через 5 миллиметров (далее

мм).

Параграф 3. Условия испытаний

58. Тепловые испытания ТИ на вновь вводимом оборудовании проводятся через 750

1000 часов работы оборудования с нанесенной ТИ. Испытания (кроме снятия кривых охлаждения) проводятся при стационарной нагрузке котла, по возможности, близкой к номинальной, но не менее 60

70 % от номинальной. В случае останова котла в период испытаний до возобновления испытаний после пуска при прохождении не менее 3 суток, для достижения установившегося режима по температуре.

59. Снятие характеристик остывания производится после непрерывной работы энергоблока в течение не менее 3 суток с нагрузкой не менее 80 % от номинальной. В течение 5

6 часов перед остановом, температура свежего пара и пара промперегрева становится номинальной.

60. В период испытаний ежедневно до и после выполнения измерений производится запись производительности и основных параметров работы оборудования, а также вспомогательного оборудования, находящегося в работе (система пылеприготовления, подогреватели сетевой воды).

Параграф 4. Проведение испытаний

61. Перед началом испытаний знакомятся с проектом тепловой изоляции паропроводов и оборудования.

Уточняются и определяются:

1) схемы изоляции паропроводов и оборудования;

2) конструкции ТИ для каждого изолированного объекта или участка;

3) материалы, примененные для устройства ТИ;

4) расчетные общие и удельные потери тепла через ТИ и температура на ее поверхности.

62. При отсутствии схем составляются эскизы оборудования и трубопроводов. По месту с учетом подходов, наличия лестниц и площадок выбираются точки для проведения измерений при испытаниях. При внешнем осмотре ТИ отмечаются на схеме места с нарушенным покровным слоем, наличие разрушений ТИ (провисание, сползание) и другие видимые дефекты.

63. На участках с недостаточной толщиной изоляции производятся измерения температуры на поверхности ТИ и окружающего воздуха.

Получив данные испытаний приступают к количественной оценке результатов измерений и компьютерной обработке. Примеры термограммы при разрушении футеровки котла приведены на рисунках 4 и 5 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указания.

Параграф 5. Обработка результатов испытаний

64. Для сравнения с нормативными значениями результаты испытаний пересчитываются по формулам:

1) приведенные потери тепла к 1 метру;

2) длины изолированного трубопровода q Вт/м:

q = Рq₁, (16)

где q₁

измеренные потери тепла с 1 м² ТИ, Вт/м²;

Р

длина окружности ТИ, м;

3) удельные потери тепла при температуре окружающего воздуха 25

С

q₂₅, Вт/м²:

(17)

где t_Т

температура теплоносителя в изолированных объектах,

С;

t_в

температура окружающего воздуха,

С;

4) температура поверхности ТИ при температуре окружающего воздуха 25

С

t²⁵_ТИ,

С:

(18)

где t_ТИ

измеренная температура поверхности ТИ,

С.

65. Данные температуры поверхности изоляции и окружающего воздуха пересчитываются на тепловой поток по формуле:

(19)

где Т_ТИ, Т_В

температура соответственно поверхности ТИ и окружающего воздуха, К;

с'

коэффициент излучения, Вт/(м

К);

с' = 4,88 Вт/(м

К)

для отштукатуренных, окрашенных и запыленных поверхностей ТИ;

с' = 2,67 Вт/(м

К)

для алюминиевого покровного слоя ТИ.

Номограммы зависимости теплового потока от температуры поверхности обшивки при различной температуре окружающего воздуха, построены по формуле (19) на рисунках 1 и 2 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 5. Инфракрасная диагностика поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов

66. Материалы поверхностей нагрева, выбираются с учетом параметров внутренней и внешней сред, в зависимости от условий их работы.

67. К качеству труб поверхностей нагрева, трубопроводов и коллекторов предъявляются высокие требования, так как от этого зависит надежность работы котла.

68. Обследование поверхностей нагрева выполняется организацией, имеющей лицензированных специалистов в области тепловидения. Местной инструкцией, регламентируется график периодичности очистки поверхностей нагрева, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее

Правила технической эксплуатации).

69. Основное внимание при обследовании уделяется, визуальному осмотру поверхностей нагрева на предмет выявления видимых нарушений, тепловизионной съемке, осуществляемой в зонах прямой видимости труб поверхностей нагрева котла.

Параграф 1. Подготовка к термографическому обследованию и выбор измерительных приборов

70. Определяются порядок и начальная точка осмотра и съемки труб поверхностей нагрева.

71. Выбирается способ маркировки забракованных участков труб (мел, уголек).

72. Изучаются (если проводились) предыдущие обследования поверхностей нагрева и периодичность их очистки.

73. Выбор тепловизора определяется компактностью и сравнительно невысокими требованиями по его разрешающей способности.

74. Для уменьшения потери по времени, используется пирометр с лазерным целеуказателем.

Параграф 2. Проведение обследования

75. Визуальный осмотр совмещается с тепловизионной съемкой труб поверхностей нагрева котла на участках их прямой видимости, (производится запись термографической картинки на видеомагнитофон или диск для последующего создания архивной базы), на выведенном из работы котле.

76. Тепловизионный контроль забитости труб паровых и водогрейных котлов проводится как на стадии завершения капитального или среднего ремонта, так и до него.

77. Для проведения тепловизионного обследования обеспечивается подача теплой воды (40

60

С) через поверхности нагрева котла.

78. В процессе термографии маркируются (отмечаются) участки забитых труб и помечаются дефекты, выявленные при визуальном осмотре (рекомендуется запись на видеокамеру с привязкой к месту дефекта).

79. Осмотр производится с участием ответственного представителя электростанции для пояснений и фиксации выявленных дефектов.

80. Результаты осмотра оформляются совместным актом, в котором перечисляются обнаруженные дефекты и определяются мероприятия по их устранению.

81. При проведении тепловизионного и визуального обследования труб поверхностей нагрева котла выполняются требования Правил № 358.

Сноска. Пункт 81 - 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 3. Анализ материалов обследования труб поверхностей нагрева котла

82. После проведения осмотра и сбора информации производится анализ всех полученных материалов, выявление возможных причин повреждений и оценка их влияния на состояние труб поверхностей нагрева.

83. При визуальном осмотре выявляются следующие группы дефектов:

1) дефекты производства труб металлургического происхождения (плены, закаты, трещины);

2) дефекты термической обработки (коррозия, окалинообразования);

3) технологические дефекты, возникающие при изготовлении, монтаже и ремонте котла (гофры на гнутых участках труб, утонение стенок, вмятины, задиры);

4) наружные загрязнения поверхностей нагрева (сажа, шлакозоловые отложения).

84. Забитость или частичная проходимость труб поверхностей нагрева определяется при помощи тепловизора, пример термограммы труб поверхностей нагрева котла преведен на рисунке 3 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям, где темный и серый цвет (холодный) соответствует непроходимости трубок, соответственно белый (горячий) указывает на нормальное состояние данного участка поверхности нагрева.

Забитость трубок определяется внутренними "загрязнениями":

1) послемонтажная загрязненность поверхности котла из-за отложения на ней оксидов железа;

2) загрязненность сварочным гратом, песком, землей и другими посторонними предметами;

3) эксплуатационная загрязненность внутренней поверхности котла из-за отложений в виде кальциевых соединений и оксидов железа.

85. При тепловизионном контроле труб поверхностей нагрева котла не дается однозначного толкования характера внутренних отложений (необходимы последующие лабораторные исследования), но получается общая картина состояния поверхностей нагрева котла в зонах визуального осмотра.

86. Для устранения обнаруженных дефектов и дальнейшего исключения (замедления) их развития поддерживаются оптимальные режимы работы котла и применение механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки). Предназначенные для этого устройства и средства дистанционного и автоматического управления ими поддерживаются в постоянной готовности к действию.

87. Тепловизионный контроль труб поверхностей нагрева котла проводится, когда котел выводится из работы, ввиду небольших экономических затрат и важности данного метода, при этом получается достоверная информация на текущий момент времени с накоплением и использованием ее в последующих ремонтных работах и эксплуатационных режимах.

88. Получив данные, приступают к количественной оценке результатов измерений и компьютерной обработке. Пример термограммы участка паропровода с повышенными теплопотерями приведен на рисунке 6 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 6. Инфракрасная диагностика дымовых труб

89. Обследование дымовой трубы производится с целью изучения ее состояния в процессе эксплуатации. Определяется необходимость проведения ремонта и его объем, необходимость осуществления реконструкции, с целью устранения или предотвращения процессов, оказывающих вредное влияние на несущую способность и долговечность трубы.

90. Обследование дымовой трубы выполняется организацией, имеющей лицензированных специалистов в области тепловидения. 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.

91. Внутреннее обследование труб с кирпичной и монолитной футеровкой, заменяются тепловизионным, с частотой обследования не реже 1 раза в 5 лет, согласно нормативному документу в области электроэнергетики.

92. Основное внимание при обследовании уделяется, как визуальному осмотру состояния трубы с земли с помощью бинокля, так и тепловизионной съемке, осуществляемой с трех точек, по всей высоте трубы и по всему периметру с последующей записью на видеомагнитофон (либо другой носитель информации) с последующей обработкой результатов термографирования на компьютере, согласно рисунку 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 1. Подготовка к визуальному и термографическому обследованию дымовой трубы

93. Определяются наиболее удобные точки съемки и осмотра дымовой трубы.

94. Перед выполнением работы проводится ознакомление с технической документацией (паспортом) дымовой трубы.

95. Изучаются предыдущие обследования дымовой трубы и сведения о проведенных ремонтах.

96. Съемка и осмотр дымовой трубы проводится в пасмурный день (либо в ночное время), максимально исключая, влияние солнечной радиации.

Параграф 2. Проведение обследования

97. Обследование дымовой трубы производится для выявления дефектов, появившихся при возведении трубы и ее эксплуатации. При этом определяются характер и размеры дефектов, анализируются причины их возникновения, а также устанавливается (ориентировочно) время их появления и возможность дальнейшего развития. При обследовании дымовой трубы одновременно производится осмотр подсоединенных к ней газоходов.

98. Перед обследованием дымовой трубы знакомятся с имеющейся на нее документацией:

1) с проектом трубы для ознакомления с ее общей конструкцией и отдельными элементами, примененными материалами;

2) с документацией по строительству трубы

для ознакомления с изменениями, внесенными в проект во время строительства, условиями строительства, периодом возведения "зима, лето" и другими особенностями;

3) с условиями эксплуатации трубы для оценки влияния эксплуатационных факторов на развитие дефектов.

99. При обследовании дымовой трубы производится запись термографической картинки на видеомагнитофон или дискеты для последующего анализа изображения.

100. При обследовании трубы уделяется внимание ее несущим конструкциям:

1) фундаменту или опорной части;

2) стволу;

3) футеровке;

4) растяжкам и анкерным устройствам;

5) повреждениям, обнаруженным при ранее проведенных осмотрах.

101. Осмотр наружной поверхности производится с помощью бинокля для установления крупных дефектов.

102. При осмотре наружной поверхности железобетонной трубы выявляются:

1) места открытой арматуры и места с прогибами вертикальной арматуры;

2) вертикальные и горизонтальные трещины;

3) выпученные места в защитном слое бетона;

4) отслоения и сколы бетона;

5) отслоения крупного заполнителя или арматуры от цементного камня;

6) наличие крупнопористого бетона;

7) места течей и другие дефекты.

При этом осматриваются швы бетонирования и сохранность маркировочной окраски поверхности.

103. При осмотре поверхности металлической дымовой трубы устанавливаются места повреждений вследствие дефектов конструкции, некачественного монтажа, обширной коррозии с наружной стороны.

104. При осмотре наружной поверхности кирпичной дымовой трубы выявляются трещины, места разрушения кладки от попеременного замораживания и оттаивания или выкрашивания кирпича и прочие дефекты.

105. Осмотры дымовой трубы производятся с участием ответственного представителя электростанции для пояснений и фиксации выявленных дефектов.

106. Тепловизионная съемка дымовой трубы проводится с расстояния 80

100 метров с применением объектива 7 градусов по кадрам, с последующим их монтажом при компьютерной обработке. Увеличение расстояния при съемке трубы, а также неблагоприятные погодные условия приводят к искажению температурного поля и невозможности качественного определения температурных аномалий на поверхности трубы. Схема расположения оператора при съемке приведена на рисунке 1 согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

107. Результаты осмотра трубы оформляются совместным актом, в котором перечисляются обнаруженные дефекты и определяются мероприятия по их устранению с указанием сроков.

108. Проведение обследования выполняются согласно Правилам технической эксплуатации.

Параграф 3. Обработка материалов тепловизионной съемки дымовой трубы

109. Тепловизионная съемка дымовой трубы тепловизором (предпочтительно 8

12 мкм) с разрешающей способностью не менее 0,1

С.

110. Обработка результатов термографирования осуществляется на компьютере, по специальной программе с определением реального температурного поля по всей поверхности трубы и выявления аномальных температурных зон.

111. Распечатка термограмм выполняется на цветном принтере в цвете, либо в серых полутонах, где каждому цвету или оттенку соответствует своя температура.

Отдельные термограммы монтируются между собой, для получения общей термограммы по высоте трубы, согласно рисунку 2 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 4. Расчет температуры поверхности дымовой трубы

112. Для оценки состояния дымовой трубы проводятся теплотехнические расчеты, позволяющие оценить аномалии, выявленные при инфракрасном контроле. При этом конечная цель расчетов сводится к определению температур на наружной поверхности ствола трубы, исходя из предположения соответствия конструкции дымовой трубы проектной, сравнение их с температурой аномальных участков (обнаруженных с помощью тепловизора) и определение возможных причин этого несоответствия. Применительно к дымовым трубам, искомая температура наружной поверхности определяется по формуле:

(20)

где t_п

температура i-го слоя стенки,

С;

t_г

температура уходящих дымовых газов,

С;

t₀

температура наружного воздуха,

С;

R_н

термическое сопротивление теплоотдаче со стороны окружающего воздуха, м²

С/Вт;

R₀

суммарное термическое сопротивление, м²

С/Вт;

(21)

где

_н

коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности к окружающему воздуху, Вт/(м²

С);

_н= 6,3(кV₀)^0,66, (22)

где кV₀

скорость ветра на уровне соответствующей отметки с учетом высоты, м/с;

R₀=R_г+ SR+R_н, .. (23)

R_г

сопротивление теплоотдаче от дымовых газов к футеровке, м²

С/Вт;

(24)

где

_г

коэффициент теплоотдачи от дымовых газов к футеровке, зависящей от скорости дымовых газов, их состава и других факторов, Вт/(м²

С);

SR

общее термическое сопротивление всех конструктивных слоев дымовой трубы, м²

С/Вт;

(25)

где l

коэффициент теплопроводности конструктивного слоя, Вт/(м²

С);

d

толщина конструктивного слоя, м.

Параграф 5. Анализ материалов обследования дымовой трубы. Составление отчета

113. После проведения осмотров, сбора различных сведений, выполнения необходимых измерений и расчетов производится анализ всех полученных материалов, выявление причин повреждений, оценка их влияния на состояние трубы, ее несущую способность и долговечность.

114. В отчете излагаются результаты обследования, даются выводы о состоянии трубы, причинах появления дефектов и повреждений, даются рекомендации по улучшению состояния трубы и обеспечению ее долговечности, приводятся мероприятия по наблюдению за ее состоянием и улучшению эксплуатации.

115. При анализе характера температурной аномалии на поверхности трубы, полученной при инфракрасной съемке и по материалам визуального осмотра, используется характеристика дефектов ствола железобетонной трубы, приведенная в таблицах 1 и 2 согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

116. Ввиду сглаженного температурного распределения по поверхности трубы тепловизионный контроль дымовых труб с вентзазором не проводится.

117. Тепловизионный контроль дымовых труб не дает однозначного толкования скрытых дефектов как внутренний осмотр трубы, но благодаря своей простоте и оперативности экономически целесообразен.

118. При наличии дефекта с помощью тепловизионного контроля дымовых труб прогнозируется его развитие и определяются сроки внутреннего осмотра трубы.

119. В целях накопления определенного статистического материала, инфракрасный контроль состояния дымовых труб проводятся ежегодно со снятием термограмм.

Глава 7. Инфракрасная диагностика тепловых сетей. Определение состояния тепловых сетей подземной прокладки по известной температуре поверхности грунта над теплотрассой

120. Метод контроля состояния подземных тепловых сетей основан на дистанционном измерении полей температур на поверхности грунта над теплотрассой, и сравнении, измеренных температур, с расчетными, полученными методом математического моделирования, нарушений теплового режима сетей и дефектов.

121. Для измерения поверхностных температур грунта используются тепловизионные системы, регистрирующие тепловое излучение в длинноволновом диапазоне (8 - 12 мкм). Результаты контроля предоставляются в виде цветных термограмм и графиков распределения температур над поверхностью теплотрассы, полученные методом математического моделирования. Примеры участков подземной теплотрассы с нарушенной изоляцией и без дефектов представлены на рисунках 8

11 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 1. Подготовка к измерениям

122. Подготовка к измерениям начинается с изучения участка тепловой сети - типа прокладки, конструкции изоляции, ее состояния. При этом используются паспортные данные, исполнительные чертежи, отчетность теплосети, осмотр участка с вскрытием тепловых камер. Результаты характеристики участка тепловой сети представляются согласно таблицы 5 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям.

123. Измерения поверхностных температур грунта производятся при перепаде температур между наружным воздухом и водой в тепловой сети, превышающим минимально допустимый перепад, определяемый по формуле:

(26)

где q

температурная чувствительность тепловизора,

С;

R

проектное сопротивление теплопередачи, м²

C/Вт;

коэффициент теплоотдачи на поверхности грунта, м²

C/Вт, принимается по формуле:

(27)

где v

скорость ветра, м/с;

b

коэффициент, принимаемый для грунта равным 1,2 для асфальта 1,4;

относительное сопротивление теплопередаче подлежащего выявлению дефектного участка, принимаемое равным отношению значения, требуемого нормативно-технической документацией, к проектному значению сопротивления теплопередаче, но не более 0,85.

124. Измерения поверхностных температур грунта производятся при режиме теплопередачи близком к стационарному. Отклонение фактического режима от стационарного оценивается согласно расчетам оценки отклонения режима теплопередачи от стационарного, приведенным в приложении 5 к настоящим Методическим указаниям.

125. Измерения производятся при отсутствии атмосферных осадков, тумана, задымленности. Обследуемая поверхность не находится в зоне прямого или отраженного солнечного облучения. Учитывается изменения радиационного баланса Земли, измерение поверхностных температур грунта производятся за 2

3 часа до восхода Солнца.

126. При обследовании поверхности грунта не имеется резких локальных изменений, следов травяного покрова, воды.

127. При проведении измерений приборы устанавливаются так, чтобы поверхность грунта находилась в прямой видимости под углом зрения не менее 60 градусов.

128. При проведении измерений поверхностных температур грунта над теплотрассой учитывается влияние на температурное поле прокладки соседних инженерных сетей, отапливаемых подвалов зданий, тепловых камер.

Параграф 2. Проведение измерений

129. Тепловизионные измерения поверхностных температур грунта над теплотрассой производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих приборов.

130. При проведении тепловизионных и пирометрических измерений поверхностных температур грунта производятся также измерения температур воды в тепловой сети и параметров окружающей среды.

131. Результаты измерений заносятся в журнал записи измерений приведенный в таблице 6 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

132. Сопротивление теплопередаче базового участка тепловой сети определяется по данным натурных измерений или согласно нормативно-технической документации по проекту участка сети.

Параграф 3. Обработка результатов

133. Обработка результатов заключается в сравнении измеренной максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой с расчетной максимальной температурой поверхности грунта для данного участка.

134. Максимальная расчетная температура поверхности грунта над теплотрассой для данного участка сети определяется по данным натурных измерений или согласно нормативно-технической документации по проекту участка сети.

135. Расчет максимальной температуры поверхности грунта производится нормативным методом с использованием персональных компьютеров или упрощенным методом.

136. Данные обработки результатов представляются, согласно таблице 7 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 4. Методика расчета максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой. Нормативный метод

137. Методика расчета максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой при канальной прокладке тепловой сети. Обозначения расчетных величин представлены в таблице 1 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

Основные расчетные зависимости:

1) термическое сопротивление основного слоя теплоизоляционной конструкции подающего теплопровода:

R_и1= (1/2

l_и1)Ln(d_и1/d_н1); (28)

2) термическое сопротивление защитного покрытия теплоизоляционной конструкции подающего теплопровода:

R_n1= (1/2

l_n)Ln(d_n1/d_и1); (29)

3) термическое сопротивление поверхности теплоизоляционной конструкции подающего теплопровода:

R_н1= 1/(

d_n1

); (30)

4) термическое сопротивление основного слоя теплоизоляционной конструкции обратного теплопровода:

R_и2= (1/2

l_и2)Ln(

_и2/

_н2); (31)

5) термическое сопротивление защитного покрытия теплоизоляционной конструкции обратного теплопровода:

R_п2= (1/2

l_п)Ln(

_п2/

_и2); (32)

6) термическое сопротивление поверхности теплоизоляционной конструкции обратного теплопровода:

R_н2= 1/(

d_n2

); (33)

7) термическое сопротивление внутренней поверхности канала:

R_пк= 1/(

d_эв

); (34)

8) термическое сопротивление стен канала:

R_к= (1/2

l_к)Ln(d_эн/d_эв); (35)

9) термическое сопротивление грунта:

(36)

10) суммарное термическое сопротивление теплоизоляционных конструкций подающего и обратного теплопроводов:

R₁=R_и1+R_п1+R_н1; R₂=R_и2+R_п2+R_н2; (37)

11) температура воздуха в канале:

_, (38)

где R_к0=R_пк+R_к+R_г;

12) тепловые потери подающего и обратного теплопроводов:

q₁= (t₁-t_к)/R₁, (39)

q₂= (t₂-t_к)/R₂; (40)

13) температура в любой точке с координатами "x", "y" рассчитывается по формуле:

. (41)

138. Методика расчета максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой при бесканальной прокладке тепловой сети.

Основные расчетные зависимости:

1) термическое сопротивление основного слоя теплоизоляционной конструкции подающего теплопровода:

R_и1= (1/2

l_и1)ln(d_и1/d_н1); (42)

2) термическое сопротивление защитного покрытия теплоизоляционной конструкции подающего теплопровода:

R_n1= (1/2

l_n)ln(d_n1/d_и1); (43)

3) термическое сопротивление основного слоя теплоизоляционной конструкции обратного теплопровода:

R_и2= (1/2

l_и2)ln(d_и2/d_п2); (44)

4) термическое сопротивление защитного покрытия теплоизоляционной конструкции обратного теплопровода:

R_n2= (1/2

l_n)ln(d_n2/d_и2); (45)

5) термическое сопротивление грунта:

; (46)

6) фактор термического сопротивления взаимного влияния теплопроводов:

; (47)

7) суммарное термическое сопротивление подающего и обратного теплопроводов:

R₁=R_и1+R_п1+R_г; R₂=R_и2+R_п2+R_г; (48)

8) тепловые потери подающего и обратного теплопроводов

, (49)

; (50)

9) температура в любой точке температурного поля с коэффициентами х, у определяется

_. (51)

139. Методика расчета максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой. Упрощенный метод:

1) Методика расчета максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой при канальной прокладке тепловой сети.

Максимальная температура поверхности грунта над канальным теплопроводом, t_n,

С, определяется по формуле:

_, (52)

где t_к

температура воздуха в канале,

С, определяется по графикам, на рисунках 2 и рисунках 2 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям, с учетом поправочных коэффициентов, согласно таблице 3 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям;

Bi

критерий Био, определяется по формуле Bi =

h₁/l_гр,

где

коэффициент теплоотдачи на поверхности грунта, Вт/(м²

С), определяется по формуле:

(53)

где v

скорость ветра над поверхностью грунта м/с;

b

коэффициент, принимаемый для грунта 1,2, для асфальта 1,4;

h₁

расстояние от поверхности грунта до внутренней поверхности перекрытия канала;

l_гр

коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м

С), принимаемый по таблице 8 согласно приложению 4 к настоящих Методическим указаниям, в зависимости от характеристики грунта;

t₀

температура наружного воздуха,

С.

Расчетная схема канального теплопровода упрощенный метод расчета показана на рисунке 1 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

Расчетные значения температур воздуха в канале t_к,

С для двухтрубного теплопровода в зависимости от диаметра d_н, м и температур теплоносителя t₁ и t₂ при температуре окружающей среды t₀ = 5

С, глубине заложения оси теплопровода h = 1,8 м, теплоизоляционной конструкции из минераловатных изделий толщиной d_из = 0,06 м и l_гр = 1,5 Вт/(м

К).

Расчетные значения температур воздуха в канале t_к,

С для двухтрубного теплопровода в зависимости от диаметра d_н, м и температур теплоносителя t₁ и t₂ при температуре окружающей среды t₀ = 5

С, глубине заложения оси теплопровода h = 1,8 м, коэффициенте теплопроводности грунта l_гр = 1,5 Вт/(м

К) и отсутствии (разрушении) теплоизоляции на обоих теплопроводах;

2) методика расчета максимальной температуры поверхности грунта над теплотрассой при бесканальной прокладке тепловой сети.

Максимальная температура поверхности грунта над бесканальным теплопроводом, t_n,

С, определяется по формуле:

, (54)

где t_из

температура наружной поверхности труб,

С, тепловой изоляции диаметром d_n = d_m + 2d_из, м, принимается, с учетом геометрических характеристик двухтрубного бесканального теплопровода согласно таблицы 4 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям, по графикам распределения температуры наружной поверхности труб на рисунках 5, 6 и 7 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям, в зависимости от материала теплоизоляционной конструкции;

Bi

критерий Био, определяется по формуле Bi =

h₁/l_гр,

где

коэффициент теплоотдачи на поверхности грунта, Вт/(м²

С), определяется по формуле:

, (55)

где v

скорость ветра над поверхностью грунта м/с;

b

коэффициент, принимаемый для грунта 1,2, для асфальта 1,4;

h₁

расстояние от поверхности грунта до наружной поверхности тепловой изоляции диаметром d_n = d_т + 2d_из, м;

l_гр

коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м

С), в зависимости от характеристики грунта, принимаемый по таблице 8 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям;

t₀

температура наружного воздуха,

С.

Расчетная схема бесканального теплопровода упрощенный метод расчета показана на рисунке 4 согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

Расчетные значения температур наружной поверхности тепловой изоляции t_из диаметром d_п = d_т + 2d_из, м в зависимости от диаметра d_н, м двухтрубного бесканального теплопровода и температуры теплоносителя в подающем трубопроводе t₁ при температуре окружающей среды t₀ = 5

С, глубине заложения оси теплопровода h = 1,5 м, теплоизоляционной конструкции из минераловатных изделий d_из = 0,06 м и l_гр = 1,5 Вт/(м

К).

Расчетные значения температур наружной поверхности тепловой изоляции t_из,

С, диаметром d_п = d_т + 2d_из, м в зависимости от диаметра d_н, м двухтрубного бесканального теплопровода и температуры теплоносителя в подающем трубопроводе при температуре окружающей среды t₀ = 5

С, глубине заложения оси теплопровода h = 1,5 м теплоизоляционной конструкции из армопенобетона и l_гр = 1,75 Вт/(м

К).

Расчетные значения температур наружной поверхности тепловой изоляции t_из,

С, диаметром d_п = d_т + 2d_из, м в зависимости от диаметра d_н, м двухтрубного бесканального теплопровода и температуры теплоносителя в подающем трубопроводе t₁ при температуре окружающей среды t₀ = 5

С, глубине заложения оси теплопровода h = 1,5 м, теплоизоляционной конструкции из фенольного поропласта d_из= 0,08 м и l_гр = 1,75 Вт/(м

К).

Приложение 1 к Методическим указаниям по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций

Таблица 1

Значение коэффициента e для основных строительных материалов

Материал	Температура, ( С)	Излучательная способность, (e)
Листовое железо:
отполированное	38 - 200	0,28
сильный, неровный слой окиси	24	0,8
плотный, блестящий слой окиси	24	0,82
отлитая пластина, гладкая	28	0,8
сварочное железо, слабо окисленное	20 - 200	0,84
Асбест	-	0,95
Картон	23	0,96
Бумага	38	0,93 - 0,95
Гипс	21	0,903
Глина	-	0,95
Гравий	-	0,95
Дерево	-	0,9 - 0,95
Керамика	-	0,95
Кирпич красный (рядовой)	21	0,93
Рубероид	20,5	0,91
Масляные краски	100	0,92 - 0,96
Отражающая краска (белая, кремовая, бесцветная)	100	0,79 - 0,84
Мрамор полированный	22	0,93
Стекло гладкое	22	0,85 - 0,94
Штукатурка
Грубая известь	10 - 88	0,91
фарфор глазурованный	20	0,75 - 0,93
фарфор неглазурованный	20	0,9
цемент	-	0,54
кирпич силикатный	20	0,66
бетон (плиты гладкие)	-	0,63
бетон (стены литые, необработанные)	-	0,55
битум	-	0,96
асфальт (дорожное покрытие)	-	0,9

Таблица 2

Таблица значений коэффициента

_в для внутренних поверхностей ограждающих конструкций

Внутренняя поверхность ограждающих конструкций	Коэффициент теплоотдачи в, Вт/(м С) ккал/(м ч С)
1. Стен, полов, гладких потолков, потолков с выступающими ребрами при отношении высоты Н ребер к расстоянию А между гранями соседних ребер Н/А < 0,3	8,7 7,5
2. Потолков с выступающими ребрами при отношении Н/А > 0,3	7,6 6,5

Таблица 3

Таблица значений коэффициентов теплоотдачи

_н для наружной поверхности ограждающих конструкций

Наружная поверхность ограждающих конструкций	Коэффициент теплоотдачи для зимних условий, н
1. Наружных стен, покрытий, перекрытий над проездами и над холодными без ограждающих стенок подпольями в Северной строительно-климатической зоне.	23 20
2. Перекрытий над холодными подвалами, сообщающимися с наружным воздухом; перекрытий над холодными с ограждающими стенками подпольями и холодными этажами в Северной строительно-климатической зоне.	17 15
3. Перекрытий чердачных и над неотапливаемыми подвалами со световыми проемами в стенах.	12 10
4. Перекрытий над неотапливаемыми подвалами без световых проемов в стенах, расположенных выше уровня земли, и над неотапливаемыми техническими подпольями, расположенными ниже уровня земли.	6 5

Рисунок 1. Термограммы ограждающих конструкций с повышенными теплопотерями

Рисунок 2. Термограмма стены панельного здания без оконных проемов. В левой части видно место воздухопроницания через межпанельный шов. (Соответствует температуре плюс 5,2

С).

Рисунок 3. Термограмма стены панельного здания без оконных проемов. Участок с температурой минус 3

С может быть принят как базовый.

Рисунок 4. Участок стены сооружения с повышенными теплопотерями. (Его границей следует считать изотерму минус 11

С).

Рисунок 5. Термограмма малоэтажного кирпичного здания. В верхней части участок с повышенными теплопотерями. Фрагмент стены с температурой минус 14,8

С здесь принят, как базовый.

Рисунок 6. Торцевая часть 9-ти этажного здания. Поверхность с t = минус 0,4

С, можно принять за базовый участок. Красная полоса в центре здания вызвана тепловым отражением.

Рисунок 7.Термограмма ограждающих конструкций

Приложение 2 к Методическим указаниям по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций

Рисунок 1. Номограмма для коэффициента излучения поверхности С = 2,67 Вт/(м

К)

Рисунок 2. Номограмма для коэффициента излучения поверхности С = 4,88 Вт/(м

К)

Рисунок 3. Термограмма труб поверхностей нагрева котла.

Рисунок 4. Разрушение футеровки котла (трещина) (калибровка шкалы в инструментальных единицах).

Рисунок 5. То же в черно-белом изображении (калибровка шкалы в инструментальных единицах).

Рисунок 6. Участок паропровода с повышенными теплопотерями.

Таблица 1

Нормы потерь тепла изолированными поверхностями внутри помещений с расчетной температурой воздуха t_в = 25

С

Нормы потерь тепла изолированными поверхностями внутри помещений с расчетной температурой воздуха tв = 25 С
Наружный диаметр, мм	Потери тепла (Вт/м) при температуре теплоносителя, С
	50	75	100	125	150	160	200	225	250	300	350	360	400	410	450	500	510	540	550	570	600	610	650
10	7	12	16	22	27	29	37	42	48	59	72	74	84	86	98	111	114	123	125	131	140	144	155
20	8	15	21	27	33	35	45	52	58	72	87	90	102	105	118	133	137	148	150	158	168	173	186
32	11	18	26	33	40	42	53	60	68	84	101	104	118	122	135	154	158	170	173	181	193	198	213
48	13	22	30	38	46	49	62	70	79	97	117	120	135	140	155	178	180	193	198	206	220	226	242
57	14	23	33	41	49	52	66	76	84	102	124	128	144	149	165	187	192	206	209	219	233	240	257
76	16	27	37	47	56	59	75	85	94	115	138	143	162	166	184	204	211	229	234	245	260	263	283
89	17	29	40	50	60	64	80	91	101	123	149	153	172	178	197	221	227	243	247	259	274	282	302
108	21	33	44	56	66	71	88	100	111	134	162	166	187	193	213	240	247	263	268	279	297	304	325
133	24	37	50	63	74	79	99	111	122	150	179	184	206	212	234	263	270	287	293	306	332	332	355
159	27	42	56	69	83	87	108	121	135	165	195	200	225	231	254	287	295	312	318	332	355	362	390
194	32	49	64	78	93	98	121	136	150	185	216	222	249	255	284	315	322	343	349	364	385	394	420
219	36	53	70	85	100	106	130	145	161	197	231	237	264	272	299	334	342	364	371	386	407	418	445
273	42	59	79	97	113	119	145	163	179	216	252	259	289	297	326	363	372	395	401	419	440	448	477
325	50	72	91	108	128	135	163	183	199	235	273	280	316	325	359	400	409	435	441	459	484	496	528
377	57	77	100	122	141	151	181	201	220	259	298	305	342	353	393	436	445	472	480	499	525	540	573
426	65	85	104	125	148	157	192	215	238	285	328	337	378	389	425	469	481	508	517	536	566	577	614
478	70	97	121	150	170	181	218	241	265	312	361	369	408	420	456	505	517	545	553	576	607	614	660
530	82	107	133	160	184	195	234	261	283	336	387	396	441	448	489	542	551	583	592	615	646	663	701
630	94	120	148	177	204	215	260	290	318	374	430	440	501	513	558	615	627	660	671	694	727	740	782
720	97	132	166	197	228	240	292	325	356	424	490	502	548	564	614	675	689	725	736	761	795	810	856
820	100	137	175	213	250	267	326	365	402	475	550	562	618	631	687	754	769	807	820	845	885	897	950
920	104	145	190	234	276	293	360	404	445	528	610	625	690	705	772	852	869	920	932	965	1010	1030	1090
1020	140	183	225	270	314	332	404	445	488	573	659	677	745	763	830	914	932	982	1000	1030	1080	1100	1160
1220	194	240	285	330	375	394	467	515	559	650	743	760	840	860	935	1030	1050	1110	1130	1160	1220	1240	1310
1420	240	297	347	397	446	465	548	600	650	754	858	883	970	990	1080	1190	1220	1280	1310	1350	1420	1440	1530
1620	270	325	380	440	495	520	612	673	730	850	965	990	1080	1110	1200	1320	1340	1410	1440	1490	1560	1580	1680
1820	300	360	425	487	550	577	675	737	800	930	1050	1080	1180	1200	1310	1430	1450	1530	1550	1600	1680	1710	1800
2020	330	400	470	539	605	633	738	806	880	1020	1150	1180	1280	1310	1420	1550	1580	1660	1690	1740	1820	1850	1960
Плоская стенка*	32	42	52	63	76	85	98	109	120	138	156	160	175	178	194	210	214	223	227	235	245	248	262
*Потери тепла для плоской стенки приведены в Вт/м2

Таблица 2

Нормы потерь тепла изолированными поверхностями на открытом воздухе с расчетной температурой воздуха t_в = 5

С

Нормы потерь тепла изолированными поверхностями на открытом воздухе с расчетной температурой воздуха tв = 5 С
Наружный диаметр, мм	Потери тепла (Вт/м) при температуре теплоносителя, С
	50	75	100	125	150	160	200	225	250	300	350	360	400	410	450	500	510	540	550	570	600	610	650
10	11	16	23	28	33	35	45	50	55	66	76	79	89	91	100	110	111	118	120	124	130	132	140
20	13	21	27	34	40	43	53	60	67	81	93	96	107	110	120	133	136	144	146	151	159	161	172
32	16	23	31	38	46	50	62	70	78	92	109	112	125	128	140	155	158	167	170	176	185	190	200
48	20	30	38	46	55	59	73	82	91	109	126	130	144	148	162	179	183	193	197	204	215	218	231
57	21	32	42	51	60	64	78	88	97	116	135	138	154	156	172	191	195	206	210	217	228	232	246
76	24	34	45	56	67	70	87	98	109	129	151	155	172	176	193	215	219	231	235	244	257	260	277
89	27	40	51	62	73	77	94	106	117	139	161	166	183	187	206	229	233	247	251	260	273	278	296
108	30	43	54	68	80	84	103	115	127	151	175	180	200	204	223	247	252	266	272	280	295	300	318
133	36	50	64	77	90	95	115	124	141	168	194	199	220	225	246	273	277	294	299	309	325	330	350
159	40	52	65	83	98	103	125	140	154	182	212	218	240	245	269	300	304	320	326	338	355	361	385
194	46	63	78	94	110	115	141	157	172	203	234	241	265	270	297	328	335	355	360	374	392	400	424
219	52	69	85	102	119	125	150	167	183	216	250	257	283	289	316	350	356	377	383	363	417	424	450
273	57	76	93	111	130	136	165	183	202	238	274	281	310	313	347	383	390	413	420	435	457	465	494
325	65	85	105	125	146	154	185	205	226	266	305	313	345	353	385	425	434	458	466	482	507	514	547
377	70	94	115	137	159	166	200	223	245	289	333	341	378	385	422	467	475	503	511	530	557	565	600
426	77	102	125	149	172	181	219	243	267	314	362	372	409	420	460	508	518	541	556	575	604	615	653
478	90	115	140	165	190	200	241	266	291	341	391	400	440	450	491	543	552	583	592	613	643	653	693
530	95	122	150	178	205	216	260	287	315	370	424	435	478	489	531	585	596	627	638	660	691	702	744
630	108	140	170	203	233	246	296	332	357	419	481	494	543	555	605	666	678	714	726	750	787	799	848
720	121	155	188	222	257	270	323	357	390	457	523	536	589	602	655	720	733	772	785	811	850	863	913
820	143	182	220	257	296	310	372	417	447	522	597	611	670	682	744	817	832	875	890	918	962	976	1030
920	165	205	246	290	332	348	415	466	500	585	671	688	756	775	842	926	943	995	1010	1040	1090	1110	1170
1020	190	238	282	330	375	393	467	524	561	655	750	767	841	860	936	1030	1050	1110	1110	1160	1220	1240	1310
1220	216	272	325	382	434	455	542	595	652	761	871	894	983	1000	1080	1190	1210	1270	1290	1330	1390	1410	1490
1420	234	292	351	410	467	490	584	643	701	816	931	954	1050	1070	1150	1270	1290	1360	1380	1420	1490	1510	1600
1620	273	335	395	455	517	540	638	695	757	877	995	1020	1110	1130	1230	1340	1360	1440	1460	1500	1570	1590	1680
1820	313	377	444	508	574	598	702	766	831	958	1080	1110	1200	1230	1330	1450	1417	1540	1570	1610	1680	1710	1810
2020	331	400	474	543	613	640	751	824	891	1030	1170	1200	1300	1330	1440	1570	1600	1680	1710	1760	1850	1880	1980
Плоская стенка*	38	49	58	69	80	83	100	110	120	138	157	160	175	178	192	209	213	223	227	233	243	247	260
* Потери тепла для плоской стенки приведены в Вт/м2

Приложение 3 к Методическим указаниям по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций

Таблица 1

Характеристика дефектов ствола железобетонной трубы

Наименование	Характеристика	Вид теплового поля на экране тепловизора, (труба под разряжением)	Вид теплового поля на экране тепловизора, (труба под избыточным давлением)	Визуальная картина
1	2	3	4	5
Подтеки конденсата	следы фильтрации влаги	темный участок	темный участок	следы конденсата
Дефектный шов	шов бетонирования с наличием крупнопорист, бетона и раковин	горизонтальная темная линия	горизонтальная светлая линия	следы разрушения бетона
Разрушающийся шов	шов бетонирования с признаками разрушения бетона, образованием каверн	горизонтальная темная линия	горизонтальная светлая линия	следы разрушения бетона
Обнаженная не прогнутая арматура	выход арматуры на поверхность	неоднородное температурное поле	неоднородное температурное поле	вид арматуры оценка количества вертикальных и горизонтальная стержней
Обнаженная прогнутая арматура	выход арматуры на поверхность при деформации ствола	неоднородное темное температурное поле	неоднородное светлое температурное поле	вид арматуры оценка количества вертикальных и горизонтальных стержней и их изогнутости
Шелушение	незначительное поверхностное разрушение бетона	небольшое изменение температурного поля в темную область	небольшое изменение температурного поля в светлую область	наличие отслаивания, каверн
Разрушение защитного слоя бетона	поверхностное разрушение бетона без обнажения арматуры	изменение температурного поля в темную область	изменение температурного поля в светлую область	нарушение защитного слоя
Отслаивание защитного слоя бетона	поверхностное разрушение или скол бетона с обнажением арматуры	темный участок	светлый участок	оценка количества вертикальных и горизонтальных стержней
Сквозное разрушение	разрушение стенки ствола трубы на всю толщину	темная линия	светлая линия	оценка величины разрушения
Трещина	трещина на поверхности стенки	темная линия	светлая линия	оценка ширины раскрытия трещины
Волосяные трещины	трещины волосяные с небольшим раскрытием	небольшие изменения температурного поля в темную область	небольшие изменения температурного поля в светлую область	оценка величины области покрытой волосяными трещинами
Глубокое разрушение несущего ствола	разрушение стенки ствола, проникшее за расположение арматуры	в зависимости от глубины разрушения: темный, либо светлый участок	в зависимости от глубины разрушения - темный, либо светлый участок	оценка величины разрушения и количества деформированных вертикальных, и горизонтальных стержней
Пониженное сопротивление газопроницанию футеровки	дефект строительства	темный участок	темный участок	не наблюдается
Отсутствие теплоизоляции в прослойке между стволом и футеровкой	дефект строительства	светлый участок	светлый участок	не наблюдается
Зольные отложения	-	темный участок	-	-

Таблица 2

Характеристики дефектов ствола металлической дымовой

трубы

Наименование	Характеристика	Вид теплового поля на экране тепловизора, труба под разряжением	Вид теплового поля на экране тепловизора, труба под избыточным давлением	Визуальная картина
1	2	3	4	5
Сквозные разрушения	разрушение стенки ствола от коррозии на всю толщину	темная линия	светлая линия	оценка величины разрушения
Разрушающийся шов	сварной шов, разрушающийся от коррозии	изменение температурного поля в темную область	изменение температурного поля в светлую область	оценка величины и площади коррозии
Точечная коррозия	область точечной коррозии на поверхности ствола	пятнистое изменение температурного поля	пятнистое изменение температурного поля	оценка области коррозии
Коррозия сплошная	область сплошной коррозии	изменение температурного поля в данной области	изменение температурного поля в данной области	оценка величины области коррозии

Рисунок 1. Схема тепловизионной съемки дымовой трубы.

Рисунок 2. Фрагмент верхней части железобетонной дымовой трубы. Н = 180 м.

Приложение 4 к Методическим указаниям по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций

Таблица 1

Обозначения расчетных величин

№	Физическая величина	Обозначения в расчете	Единица измерения
1	Коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта к воздуху		Вт/(м2 К)
2	Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности тепловой изоляции к воздуху в канале поверхности грунта к воздуху	н	Вт/(м2 К)
3	Коэффициент теплоотдачи от воздуха к внутренней поверхности канала	к	Вт/(м2 К)
4	Коэффициент теплопроводности тепловой изоляции, где - средняя температура теплоизоляционного слоя, С	lиз = а + b	Вт/(м К)
5	Коэффициент	"а"	-
6	Коэффициент	"b"	-
7	Коэффициент теплопроводности грунта	lгр	Вт/(м К)
8	Коэффициент теплопроводности стен канала	-
9	Коэффициент теплопроводности покровного слоя теплоизоляционной конструкции	-
10	Толщина теплоизоляционного слоя подающего теплопровода	dиз	м
11	Толщина теплоизоляционного слоя обратного теплопровода	-	м
12	Толщина покровного слоя теплоизоляционной конструкции	-	м
13	Толщина стен канала	-	м
14	Глубина заложения оси теплопровода	-	м
15	Ширина канала канального теплопровода	-	м
16	Высота канала, расстояние между осями труб	b, b'	м
17	Наружный диаметр труб	dн	м
18	Температура теплоносителя в подающем теплопроводе	t1	С
19	То же, в обратном теплопроводе	t2	С
20	Температура наружного воздуха	t0	С
21	Температура воздуха в канале	tk	С
22	Температура поверхности грунта над теплопроводом	tn	С
23	Суммарные тепловые потери	-	Вт/м
24	Теплопотери подающего теплопровода	-	Вт/м
25	Теплопотери обратного теплопровода	-	Вт/м
26	Коэффициент формы	к	-
27	Эквивалентный диаметр канала канального теплопровода	dэ	-
28	Зона действия теплопровода	-	-
29	Форма вывода результатов расчета	-	-
30	Точность расчетов	-	-
31	Число отрезков зоны действия теплопровода	-	-
32	Локальные тепловые потери	-	Вт/м
34	Текущая координата х	-	-
35	Разность температур поверхности грунта и наружного воздуха	-	-

Рисунок 1. Расчетная схема канального теплопровода.

Упрощенный метод расчета.

Таблица 2

Геометрические характеристики двухтрубного канального теплопровода

Наружный диаметр, dн, м	Внутренние размеры канала		Эквивалентный диаметр канала, м	а/b	Величина отношения глубины заложения оси теплопровода к высоте канала, h/b, при h равной, м
	ширина, а, м	высота, b, м			1,5	1,8	2,0	2,5
0,159	0,90	0,45	0,96	2,0	3,30	4,00	4,45	5,60
0,219	1,20	0,60	1,15	2,0	2,50	3,00	3,30	4,20
0,273	1,20	0,60	1,15	2,0	2,50	3,00	3,30	4,20
0,325	1,50	0,90	1,53	1,7	1,70	2,00	2,20	2,80
0,426	1,50	0,90	1,53	1,7	1,70	2,00	2,20	2,80
0,530	2,10	0,90	1,91	2,3	1,70	2,00	2,20	2,80
0,720	2,10	1,20	2,10	1,7	1,25	1,50	1,80	2,10
0,820	3,00	1,20	2,67	2,5	1,25	1,50	1,70	2,10
1,020	3,60	1,80	3,42	2,0	0,80	1,00	1,15	1,40

Таблица 3

Поправочные коэффициенты к значениям t_к в зависимости от средних температур окружающей среды

Наружный диаметр, dн, м	Коэффициенты к значениям tк в зависимости от средних температур окружающей среды, t0
	t0 = 0 С	t0 = 5 С	t0 = 10 С
0,032 - 0,089	0,83	1,0	1,20
1,108 - 0,159	0,87	1,0	1,15
0,219 - 0,325	0,91	1,0	1,10
0,426 - 0,530	0,95	1,0	1,05
0,720 - 1,020	0,97	1,0	1,03

1 - t₁ = 100

С, t₂ = 50

С

2 - t₁ = 80

С, t₂ = 40

С

3 - t₁ = 50

С, t₂ = 30

С

Рисунок 2. Температура воздуха в канале с учетом поправочных коэффициентов.

1 - t₁ = 100

С, t₂ = 50

С

2 - t₁ = 80

С, t₂ = 40

С

3 - t₁ = 50

С, t₂ = 30

С

Рисунок 3. Температура воздуха в канале с учетом поправочных коэффициентов.

Рисунок 4. Расчетная схема бесканального теплопровода.

Упрощенный метод расчета.

Таблица 4

Геометрические характеристики двухтрубного бесканального теплопровода

Наружный диаметр, dн, м	Коэффициент формы, K	Эквивалентный диаметр dт, dт = Kdн	Диаметр наружной поверхности тепловой изоляции, dн = dт + 2dиз, м при толщине тепловой изоляции, dиз, м
			0,04	0,06	0,08	0,10
0,108	1,8	0,194	0,274	0,314	0,354	0,394
0,219	1,6	0,350	0,430	0,470	0,510	0,550
0,325	1,6	0,520	0,600	0,640	0,680	0,720
0,426	1,35	0,575	0,655	0,695	0,735	0,775
0,530	1,35	0,715	0,795	0,835	0,875	0,915

1 - t₁ = 100

С

2 - t₁ = 80

С

3 - t₁ = 50

С

Рисунок 5. Графики распределения температуры наружной поверхности труб

1 - t₁ = 100

С

2 - t₁ = 80

С

3 - t₁ = 50

С

Рисунок 6. Графики распределения температуры наружной поверхности труб

1 - t₁ = 100

С

2 - t₁ = 80

С

3 - t₁ = 50

С

Рисунок 7. Графики распределения температуры наружной поверхности труб

Таблица 5

Характеристика участка тепловой сети

№ п/п

Месторасположения участка

Дата, время

Наружный диаметр труб, м

Характеристика прокладки

Характеристика теплоизоляционной конструкции

Глубина заложения оси труб, м

Характеристика грунта

Примечание

Основной слой

Покровный слой

Ширина, м

Высота, м

Расстояние между осями труб, м

Материал

Толщина, м

Коэффициент теплопроводности, Вт/(м С)

Материал

Толщина, м

Коэффициент теплопроводности, (Вт/м С)

Состав

Коэффициент теплопроводности, Вт/(м С)

Таблица 6

Журнал записи измерений

Номер участка	Место расположения участка	Дата, время	Температура воды в подающей линии тепловой сети, С	Температура воды в обратной линии тепловой сети, С	Температура наружного воздуха, С	Скорость ветра, м/с	Максимальная температура поверхности грунта над теплотрассой, С	Примечание

Таблица 7

Результаты контроля

Номер участка	Место расположения участка	Максимальная измеренная температура поверхности грунта над теплотрассой, С	Расчетные максимальные температуры поверхности грунта над теплотрассой, С				Заключение о состоянии обследуемого участка
			Нормальный режим эксплуатации	Отсутствие (разрушение)	Затопление прокладки сетевой водой из подающего теплопровода	Затопление прокладки сетевой водой из подающего теплопровода и увлажнение грунта
1	2	3	4	5	6	7	8

Таблица 8

Коэффициент теплопроводности грунта

Вид грунта	Средняя плотность грунта, кг/м3	Степень влажности	Коэффициент теплопроводности, Вт/(м С)
1	2	3	4
Песчаные	1480	Влажный	0,86
	1600	Влажный	1,11
	1600	Влажный	1,92
	1600	Насыщенный водой	1,92
Суглинистые	1100	Маловлажный	0,71
	1100	Влажный	0,9
	1200	Маловлажный	0,83
	1200	Влажный	1,04
	1300	Маловлажный	0,98
	1300	Влажный	1,2
	1400	Маловлажный	1,12
	1400	Влажный	1,36
	1400	Влажный	1,63
	1500	Маловлажный	1,27
	1500	Влажный	1,56
	1500	Влажный	1,86
	1600	Маловлажный	1,45
	1600	Влажный	1,78
	2000	Маловлажный	1,75
	2000	Влажный	2,56
	2000	Влажный	2,68
Глинистые	1000 1100 1100 1100 1200 1200 1200 1200 1300 1300 1300 1500 1500 1500 1600 1600 1600	Маловлажный Маловлажный Влажный Насыщенный водой Маловлажный Маловлажный Влажный Насыщенный водой Маловлажный Влажный Насыщенный водой Маловлажный Влажный Насыщенный водой Маловлажный Влажный Влажный	0,4 0,69 0,94 1,0 0,58 0,85 1,18 1,5 0,72 1,08 1,66 1,0 1,46 2,0 1,13 1,93 1,93

Рисунок 8. Участок подземной теплотрассы с нарушенной изоляцией.

Рисунок 9. Участок теплотрассы без дефектов.

Рисунок 10. Затопленный участок подземной теплотрассы (съемка с вертолета).

Рисунок 11. Участок теплотрассы надземной прокладки с нарушением изоляции (Съемка с вертолета).

Приложение 5 к Методическим указаниям по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций

Расчет оценки отклонения режима теплопередачи от стационарного

1. Оценку отклонения режима теплопередачи от стационарного производят по критерию допускаемой погрешности определения относительного сопротивления теплопередаче, которая не должна превышать 15 %.

2. Оценка производится, используя данные об изменении температур воды в тепловой сети, данные о теплофизических характеристиках конструкции теплопровода и данные о теплофизических характеристиках возможных нарушений прокладки.

3. Минимальную длительность z₀ в сутках периода наблюдений за температурой воды в тепловой сети определяют по формуле:

(1)

где D

тепловая инерция строительной и теплоизоляционной конструкций теплопровода при периоде колебаний температуры воды, принимаемом равным 1 сутки, округляя полученное при расчете значение в большую сторону до целого числа.

4. Оценку максимального значения относительной систематической погрешности определения относительного сопротивления теплопередаче dR_c, обусловленную нестационарностью процесса распространения тепла производят по формуле

(2)

где t_ср, t₀

средние значения температур соответственно сетевой воды и наружного воздуха за период наблюдений,

С;

z₀, z₁

то же, что в формуле (1) настоящего приложения;

t

вариация среднесуточных температур сетевой воды, определяемая как разность между максимальными значениями среднесуточных температур сетевой воды за период предварительных наблюдений,

С;

А

амплитуда суточных колебаний температуры сетевой воды накануне тепловизионного контроля, определяемая как разность между максимальным и среднесуточным значениями температур сетевой воды,

С;

R_d, R_д

сопротивление теплопередаче соответственно базового участка теплосети и участка с нарушениями теплоизоляции, вычисляемое по нормативно-технической документации, м²

^оС/Вт;

q_d, q_д

затухание амплитуды колебаний температуры сетевой воды относительно амплитуды колебаний температуры поверхности грунта над теплотрассой соответственно базового участка и участка с нарушениями теплоизоляции, вычисляемое по нормативно-технической документации;

коэффициент теплоотдачи поверхности грунта, принимаемый по нормативно-технической документации, Вт/(м²

С).

Приложение 17 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода азота на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета норм расхода азота на тепловых электростанциях (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения нормативного расхода азота, используемого для продувки азотом аппаратов и трубопроводов во время пуска электролизной установки (далее

ЭУ) после монтажа или капитального ремонта.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) водородная (электролизная) установка

агрегатированная установка, совокупность нескольких аппаратов и устройств на базе электролизера, предназначенная для получения водорода и кислорода, а также отделения их друг от друга, электролита и влаги, для обеспечения систем регуляции процесса, и трубопроводная обвязка;

2) ресивер

сосуд для скапливания газа или пара, предназначается главным образом для сглаживания колебаний давления, вызываемых пульсирующей подачей и прерывистым расходом;

3) инертный газ

инертные или благородные газы химические элементы главной подгруппы VIII группы, у которых s и p оболочки полностью заполнены.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Продувка азотом аппаратов и трубопроводов во время пуска ЭУ производят после монтажа или капитального ремонта.

4. Предпусковая продувка ЭУ азотом производится для предотвращения образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом в аппаратах и трубопроводах электролизной установки. Для продувки применяется азот с содержанием кислорода не более 2,5%.

5. Собирается схема продувки на включаемом электролизере, открываются вентили выпуска воздуха из системы, устанавливается давление азота в рампе 0,2

0,5 мега Паскаль (далее

МПа) и продувается система до содержания азота в выдуваемом газе не менее 97%.

6. Давление в аппаратах в процессе продувки поддерживается в пределах 0,02

0,05 МПа.

7. После окончания продувки аппаратов и трубопроводов продуваются импульсные трубки средств измерения, прекращается подача азота, закрываются вентили в схеме установки, открываются при продувке.

8. Вытеснение воздуха углекислым газом ведется до содержания углекислого газа в выдуваемом газе не менее 85%, вытеснение воздуха азотом

до содержания азота в выдуваемом газе не менее 97%.
9. Объем и периодичность химического контроля работы ЭУ приведены согласно таблице 1 приложения к настоящим Методическим указаниям.
10. Аппараты и трубопроводы перед пуском и после отключения продуваються азотом чистотой не ниже 97,5%;
11. При использовании азота в баллонах производится его анализ.
12. Ресиверы ЭУ продуваются азотом или углекислым газом, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) и ГОСТ 9293-74 "Межгосударственный стандарт. Азот газообразный и жидкий. Технические условия". При внутреннем осмотре один ресивер или группа ресиверов продуваются углекислым газом или азотом для удаления водорода, отключаются от других групп ресиверов запорными устройствами и металлическими заглушками, имеющими хвостовики, выступающие за пределы фланца, и затем продуваются чистым воздухом.
13. Продувка ресиверов инертным газом, воздухом и водородом проводится до достижения в ресиверах концентрации компонентов, указанных в таблице 2 согласно приложению к настоящей Методике.
14. Нормы расхода азота определяются экспериментальным путем заводов изготовителей ЭУ, с учетом накопленного опыта и проведенных испытаний и представлены в таблице 3 приложения к настоящей Методике.

Глава 2. Техника безопасности при работе ЭУ

15. Персоналом, занятым обслуживанием ЭУ выполняются требования техники безопасности согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859).
16. Предотвращение взрывов и пожаров:
1) работы с открытым огнем в помещении ЭУ производятся после отключения установки, проведения анализа воздуха на отсутствие водорода и обеспечения непрерывной вентиляции помещения;
2) замерзшие трубопроводы и вентили отогреваются только паром или горячей водой. Пользование огнем не допускается. Утечки газа из соединений определяются с помощью мыльного раствора или специальных течеискателей;
3) в помещении ЭУ и курение около ресиверов не допускается, пользоваться открытым огнем, электрическими нагревательными приборами и переносными лампами.
Для внутреннего освещения аппаратов во время их осмотра и ремонта пользуются переносными светильниками во взрывоопасном исполнении на напряжение не более 12 В с защитными металлическими сетками;
4) при возникновении пожара в помещении ЭУ или около ресивера

немедленно отключаются электролизеры, вызывается пожарная команда, прекращается подача водорода в ресиверы, уменьшается давление в аппаратах ЭУ и в них подается азот;
5) в случае утечки водорода через неплотности и его воспламенения пламя сбивается асбестовой тканью, отключается установка и продувается азотом;
6) в помещении ЭУ вывешиваются плакаты

на дверях помещения ЭУ "Водород, с огнем не входить", в помещении ЭУ "Водород, огнеопасно", на ресиверах водорода делают надписи: "Водород, огнеопасно";
7) на ЭУ находятся средства пожаротушения

углекислотные огнетушители, азот, асбестовая ткань. Неприкосновенный запас азота (три баллона) разрешается расходовать только в аварийных случаях;
8) в помещении ЭУ не допускается хранить легковоспламеняющиеся и взрывчатые вещества.

Приложение к Методике расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях

Таблица 1

Объем и периодичность химического контроля работы ЭУ

Анализируемый продукт	Место отбора пробы	Периодичность	Определяемый компонент или показатель	Содержание по норме
Азот	Трубопровод после регулятора давления водорода	При пуске и отключении электролизера и по требованию	Азот	97%

Таблица 2

Операция вытеснения	Место отбора	Определяемый компонент	Содержание по норме, %
Воздух углекислым газом	Верх ресивера	Углекислый газ	85
Воздух азотом	Верх ресивера	Кислород	3
Углекислый газ водородом	Низ ресивера	Углекислый газ, кислород	1,0; 0,5
Азот водородом	Низ ресивера	Азот, кислород	1,0; 0,5
Водород углекислым газом	Верх ресивера	Углекислый газ	95
Водород азотом	Верх ресивера	Водород	3
Углекислый газ воздухом	Низ ресивера	Углекислый газ	Отсутствует
Азот воздухом	Низ ресивера	Кислород	20

Таблица 3

Нормы расхода азота

Тип установки	Норма расхода азота. Баллонов в год
СЭУ -4м, СЭУ 8	20
ЭФ 12/6-12, ЭФ 24/12-12	40

Приложение 18 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для организации и проведения измерений с приписанной погрешностью расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла (далее

расход и количество конденсата).

Измерительная информация по расходу и количеству конденсата используется при ведении технологического режима и анализа работы паровой системы теплоснабжения, учете отпущенной тепловой энергии и теплоносителя.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) измерительный прибор

средство измерений, предназначенное для получения значений измеряемой физической величины в установленном диапазоне;

2) измерительный преобразователь

техническое средство с нормативными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи;

3) первичный измерительный преобразователь

измерительный преобразователь, на который непосредственно воздействует измеряемая физическая величина, первый преобразователь в измерительной цепи измерительного прибора (установки, системы);

4) измерительная система

совокупность функционально объединенных мер, измерительных приборов, измерительных преобразователей, электронно-вычислительных машин и других технических средств, размещенных в разных точках контролируемого объекта с целью измерения одной или нескольких физических величин, свойственных этому объекту, и выработки измерительных сигналов в разных целях;

5) погрешность результатов измерений

отклонение результата измерения от истинного (действительного) результата измеряемой величины;

6) агрегатное средство измерений

техническое средство или конструктивно законченная совокупность технических средств с нормируемыми метрологическими характеристиками и всеми необходимыми видами совместимости в составе измерительной информационной системы;

7) теплосчетчик

измерительная система (средство измерений), предназначенная для измерения количества теплоты;

8) тепловычислитель

средство измерений, предназначенное для определения количества теплоты по поступающим на его вход сигналам от средств измерений параметров теплоносителя;

9) косвенное измерение

определение искомого значения физической величины на основании результатов прямых измерений других физических величин, функционально связанных с искомой величиной;

10) методика выполнения измерений

совокупность операций и правил при измерении, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с точностью, установленной данной методикой выполнения измерений;

11) приписанная характеристика погрешности измерений

характеристика погрешности любого результата совокупности измерений, полученного при соблюдении требований и правил данной методики.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Измеряемыми параметрами являются расход и количество (масса) конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения.

4. Настоящие Методические указания распространяется на паровые системы теплоснабжения с технологическими характеристиками и режимами работы системы теплоснабжения, приведенными согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

5. Измерения расхода и количества (массы) конденсата осуществляются рассредоточенными измерительными системами, составные элементы которых находятся в различных внешних условиях.

6. Основной величиной, влияющей на измерительные системы расхода и количества массы конденсата, является температура окружающей среды, остальные влияющие величины несущественны.

Диапазон изменения температуры окружающей среды представляется в таблице 1 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 2. Характеристики погрешности измерений

7. Характеристиками погрешности измерений являются пределы относительной погрешности измерений текущего и среднесуточного значений расхода конденсата и количества (массы) конденсата за сутки и месяц при применении различных измерительных систем.

8. Настоящими Методическими указаниями обеспечивается измерение расхода и количества (массы) конденсата с приписанными значениями пределов относительной погрешности измерений согласно таблице 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям во всем диапазоне изменений влияющей величины, согласно пунктам 3 и 4 настоящих Методических указаний.

Глава 3. Метод измерений и структура измерительных систем

9. Для измерения расхода конденсата используются методы переменного перепада давления с применением измерительных систем, а также современные:

1) электромагнитные;

2) ультразвуковые;

3) вихревые;

4) струйные.

10. При этом учитываются основные недостатки расходомера переменного перепада давления:

1) значительные потери давления на гидравлическом сопротивлении и связанные с этим дополнительные затраты энергии;

2) погрешность 1,5

2,5 % от максимального расхода.

11. Рекомендуются структурные схемы измерительных систем расхода (количества) конденсата с применением различных средств измерений (далее

СИ), согласно рисункам 1

4 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

12. СИ, применяемые в измерительных системах расхода (количества) конденсата, приведены в таблице 1 согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 4. Подготовка и выполнение измерений

13. Подготовка к выполнению измерений заключается в осуществлении комплекса мероприятий по вводу измерительных систем в эксплуатацию, согласно Закону Республики Казахстан от 7 июня 2000 года "Об обеспечении единства измерений", Правил учета отпуска тепловой энергии и теплоносителя, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 17 марта 2015 года № 207 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10862) и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907) (далее

ПТБ электроустановок), основными являются:

1) проведение поверки СИ;

2) проверка правильности монтажа в соответствии с проектной документацией;

3) проведение наладочных работ;

4) введение измерительных систем в эксплуатацию.

14. Сужающие устройства и измерительные трубопроводы соответствуют требованиям ГОСТ 8.586.1-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования", ГОСТ 8.586.2-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования", ГОСТ 8.586.3-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования", ГОСТ 8.586.4-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 4. Трубы Вентури. Технические требования", ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений".

Глава 5. Обработка и вычисление результатов измерений

15. Процедура обработки и вычисления результатов измерений состоится из вычисления действительного значения среднесуточного расхода и количества (массы) конденсата за сутки и месяц.

16. При применении регистрирующих приборов процедура обработки и вычисления результатов измерений состоится из обработки суточных диаграмм регистрирующих приборов расхода с помощью планиметров и расчета действительных значений расхода и количества (массы) конденсата по среднесуточным значениям давления и температуры.

17. При обработке диаграмм регистрирующих приборов полярными планиметрами среднесуточное значение массового расхода конденсата q_{m ср} тонн/час (далее - т/ч) определяется согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений":

,

(1)

где q_в

верхнее значение шкалы расходомера, т/ч;

показания полярного планиметра, квадратный сантиметр;

l_q

длина ленты с записью значения расхода, сантиметр (далее

см);

l_ш

длина шкалы регистрирующего прибора, см.

18. При применении измерительных информационных систем (далее

ИИС) или измерительных систем с тепловычислителями алгоритм расчета действительного значения расхода и количества (массы) конденсата определяется, согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений".

19. Среднее значение расхода конденсата за интервал усреднения Х_ср, рассчитывается по формуле:

(2)

где X_i

текущее значение расхода;

k

число периодов опроса датчика за интервал усреднения.

20. При применении ИИС период опроса датчиков определяется не более 15 секунд, интервал усреднения параметров (расчета расхода конденсата) равняется 0,25 часа.

21. При применении измерительных систем с тепловычислителями период опроса датчиков и интервал расчета расхода (количества) конденсата устанавливается при проектировании или программировании тепловычислителей. При этом период опроса датчиков определяется не более 15 секунд, а интервал расчета расхода (количества) конденсата

равняется 0,25 часа.

22. Количество (масса) конденсата за сутки т определяется по формуле согласно, ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений":

(3)

где q_mi

среднее значение расхода конденсата за i-й интервал расчета расхода, т/ч;

Dt_i

интервал расчета среднего значения расхода конденсата;

п

число интервалов расчета среднего расхода за сутки.

23. При применении ИИС или измерительных систем с тепловычислителями процедура расчета действительного среднего расхода и количества (массы) конденсата выполняется автоматически.

Глава 6. Оформление результатов измерений

24. При применении измерительных систем с регистрирующими приборами результаты измерений расхода (количества) конденсата выполняются в объеме:

1) носитель измерительной информации по расходу конденсата

лента (диаграмма) регистрирующих приборов;

2) результаты обработки измерительной информации по расходу и количеству (массе) конденсата на персональной электронно-вычислительной машине представляются в виде выходных форм на бумажном носителе;

3) выходные формы согласовываются с потребителем.

25. При применении ИИС и измерительных систем с тепловычислителями:

1) носителем измерительной информации по расходу (количеству) конденсата результатам обработки данных и расчета погрешности измерений является электронная память агрегатных средств измерений ИИС и тепловычислителей;

2) результаты обработки измерительной информации индицируются на средствах представления информации и представляются в виде выходных форм на бумажном носителе;

3) объем представления информации определяется при проектировании ИИС, разработке тепловычислителей, а выходные формы согласовываются с потребителем.

Глава 7. Требования к квалификации персонала

26. Подготовка измерительных систем расхода (количества) конденсата к эксплуатации осуществляется электрослесарем - прибористом с квалификацией не ниже 4-го разряда, а их обслуживание

дежурным электрослесарем-прибористом.

27. Обработка диаграмм регистрирующих приборов осуществляется техником, а вычисление результатов измерений - инженером производственно-технического отдела.

Глава 8.Требования техники безопасности

28. При монтаже, наладке и эксплуатации измерительной системы расхода (количества) конденсата соблюдаются требования техники безопасности, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859), и ПТБ электроустановок.

Приложение 1 к Методическим указаниям по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла

Основные технологические характеристики и режимы работы системы теплоснабжения

Параметр	Системы теплоснабжения
	I	II	III
Расход конденсата, т/ч	50	20	2
Избыточное давление конденсата, Мега Паскаль (далее МПа)	0,4	0,4	0,4
Температура конденсата, градус Цельсия (далее - С)	75	75	75
Давление холодной воды, МПа	0,3	0,3	0,3
Температура холодной воды, С	6	6	6
Диаметр конденсатопровода, миллиметра (далее мм)	150	150	100

Приложение 2 к Методическим указаниям по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла

Таблица 1.

Диапазон изменения температуры окружающей среды

Элементы измерительной системы	Диапазон изменения температуры окружающей среды, оС
Первичный измерительный преобразователь	5 - 40
Линия связи	5 - 60
Вторичный измерительный прибор расхода, тепловычислитель	15 - 30
Агрегатные средства измерений ИИС	15 - 25

Таблица 2.

Пределы относительной погрешности измерений значений расхода (количества) конденсата

Измерительные системы	Системы теплоснабжения
	I		II		III
	Пределы относительной погрешности измерений значений расхода (количества) конденсата, %
	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)
Измерительные системы с регистрирующими приборами: а) с дифференциально-трансформаторной схемой; б) с нормированным токовым сигналом связи	1,9 (2,0) 1,5 (1,8)	2,0 (1,8) 1,8 (1,7)	3,1 (3,1) 1,9 (2,5)	3,1 (2,5) 2,5 (2,1)	4,2 (4,3) 2,4 (3,2)	4,3 (3,2) 3,1 (2,5)
Измерительные информационные системы, измерительные системы с тепловычислителями	1,4 (1,3)	1,3 (1,3)	1,7 (1,5)	1,5 (1,5)	2,2 (1,8)	1,8 (1,8)

1

измерительная диафрагма; 1a

первичный измерительный преобразователь расхода; 1б

вторичный измерительный регистрирующий прибор расхода; 2

трубные проводки; 3

линия связи

Рисунок 1. Структурная схема измерительной системы с регистрирующими приборами с дифференциально-трансформаторной схемой связи

1

измерительная диафрагма;1а

первичный измерительный преобразователь расхода; 1б

блок извлечения корня; 1в

вторичный измерительный регистрирующий прибор расхода; 2

трубные проводки; 3

линии связи

Рисунок 2. Структурная схема измерительной системы с регистрирующими приборами с нормированным токовым сигналом связи

1

измерительная диафрагма; 1а

первичный измерительный преобразователь расхода; 2

агрегатные средства ИИС; 2а

устройство связи с объектом; 2б

центральный процессор; 2в

средство представления информации; 2г

регистрирующее устройство; 3

трубные проводки; 4

линии связи

Рисунок 3. Структурная схема ИИС

1

измерительная диафрагма; 1а

первичный измерительный преобразователь расхода; 2

тепловычислитель; 3

линия связи

Рисунок 4. Структурная схема с тепловычислителем

Приложение 3 к Методическим указаниям по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла

Таблица 1.

Средства измерений расхода (количества) конденсата

Наименование и тип СИ	Предел основной допускаемой приведенной погрешности, %
Измерительные системы с регистрирующими приборами с дифференциально-трансформаторной схемой связи
Диафрагма камерная типа ДКС-16	-
Манометр дифференциальный, мембранный ДМ3583М	1,0
Прибор автоматический взаимозаменяемый с дифференциально-трансформаторной схемой КСД-2	1,0 (по показаниям и регистрации)
Измерительные системы с регистрирующими приборами с нормированным токовым сигналом связи
Диафрагма камерная типа ДКС-16	-
Тензорезисторный измерительный преобразователь разности давлений	0,5
Блок извлечения корня БИК-36М	0,2
Прибор регистрирующий одноканальный РП-160М	0,5 (по показаниям); 1,0 (по регистрации)
Измерительные информационные системы (измерительные системы с тепловычислителями)
Диафрагма камерная типа ДКС-16	-
Агрегатные средства ИИС	0,3 (канал)
Теплоэнергоконтроллер типа ТЭКОН-10	0,2
Тензорезисторный измерительный преобразователь разности давлений	0,25

Приложение 19 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах водяной системы теплоснабжения на источнике тепла

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах водяной системы теплоснабжения на источнике тепла (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике", и предназначена для использования на источниках тепла (тепловых электростанциях, котельных) при организации и проведении измерений с приписанной погрешностью расхода и количества теплоносителя (в трубопроводах подающем и обратном) (далее

расход и количество теплоносителя).

Измерительная информация по расходу и количеству теплоносителя используется при ведении технологического режима и анализа работы водяной системы теплоснабжения, расчете количества отпущенной тепловой энергии, поставляемой потребителям с горячей водой от источника тепла.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) измерительный прибор

средство измерений, предназначенное для получения значений измеряемой физической величины в установленном диапазоне;

2) планиметр (механический интегратор)

прибор, служащий для простого механического определения площадей (интегрирования) замкнутых контуров, прорисованных на плоской поверхности.

Примечание: в массовом порядке применялась лишь одна из возможных технических реализаций данного прибора

планиметр Амслера-Коради. Частный случай аналогового вычислительного устройства;

3) измерительный преобразователь

техническое средство с нормативными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи;

4) первичный измерительный преобразователь

измерительный преобразователь, на который непосредственно воздействует измеряемая физическая величина, первый преобразователь в измерительной цепи измерительного прибора (установки, системы);

5) измерительная система

совокупность функционально объединенных мер, измерительных приборов, измерительных преобразователей, электронно-вычислительных машин и других технических средств, размещенных в разных точках контролируемого объекта, с целью измерения одной или нескольких физических величин, свойственных этому объекту, и выработки измерительных сигналов в разных целях;

6) погрешность результатов измерений

отклонение результата измерения от истинного (действительного) результата измеряемой величины;

7) агрегатное средство измерений

техническое средство или конструктивно законченная совокупность технических средств с нормируемыми метрологическими характеристиками и всеми необходимыми видами совместимости в составе измерительной информационной системы;

8) теплосчетчик

измерительная система (средство измерений), предназначенная для измерения количества теплоты;

9) тепловычислитель

средство измерений, предназначенное для определения количества теплоты по поступающим на его вход сигналам от средств измерений параметров теплоносителя;

10) косвенное измерение

определение искомого значения физической величины на основании результатов прямых измерений других физических величин, функционально связанных с искомой величиной;

11) методика выполнения измерений

совокупность операций и правил при измерении, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с точностью, установленной данной методикой выполнения измерений;

12) приписанная характеристика погрешности измерений

характеристика погрешности любого результата совокупности измерений, полученного при соблюдении требований и правил данной методики.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Измеряемыми параметрами являются расход и количество теплоносителя, отпускаемого по каждой магистрали водяной системы теплоснабжения, отходящей от источника тепла.

4. Настоящие Методические указания распространяется на водяные системы теплоснабжения с технологическими характеристиками и режимами работы, приведенными согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

5. Измерения расхода и количества теплоносителя осуществляются рассредоточенными измерительными системами, составные элементы которых находятся в различных внешних условиях.

6. Основной величиной, влияющей на элементы измерительной системы, является температура окружающей среды.

Диапазон изменения температуры окружающей среды представляется в таблице 1 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 2. Характеристики погрешности измерений

11. Характеристиками погрешности измерений являются пределы относительной погрешности измерений текущего и среднесуточного значений расхода теплоносителя и количества теплоносителя за сутки и месяц, основные технологические характеристики и режимы работы водяной системы теплоснабжения на источниках тепла мощностью от 50 до 1000 Гкал/час, приведенных согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

12. Настоящими Методическими указаниями обеспечивается измерение расхода и количества теплоносителя с приписанными значениями пределов относительной погрешности измерений расхода (количества) теплоносителя в подающем, согласно таблицы 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям, и обратном согласно таблицы 3 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям, трубопроводах во всем диапазоне изменений влияющей величины, согласно пунктам 3 и 4 настоящих Методических указаний.

Глава 3. Метод измерений и структура измерительных систем

13. Для измерения расхода теплоносителя в трубопроводах водяной системы теплоснабжения на источнике тепла в настоящее время используются методы переменного перепада давления с применением измерительных систем, а также современные:

1) электромагнитные;

2) ультразвуковые;

3) вихревые;

4) струйные.

5) При этом учитываются основные недостатки расходомера переменного перепада давления:

1) значительные потери давления на гидравлическом сопротивлении и связанные с этим дополнительные затраты энергии;

2) погрешность 1,5

2,5 процента (далее - %) от максимального расхода.

10. Рекомендуются структурные схемы измерительных систем расхода (количества) теплоносителя с применением различных средств измерений (далее

СИ), согласно рисункам 1

4 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

11. Средства измерений, применяемые в измерительных системах расхода (количества) теплоносителя, приведены в таблице 1 согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 4. Подготовка и выполнение измерений

12. Подготовка к выполнению измерений заключается в осуществлении комплекса мероприятий по вводу измерительных систем в эксплуатацию, согласно Закона Республики Казахстан от 7 июня 2000 года "Об обеспечении единства измерений", Правил учета отпуска тепловой энергии и теплоносителя, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 17 марта 2015 года № 207 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10862) и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907) (далее

ПТБ электроустановок), основными являются:

1) проведение поверки СИ;

2) проверка правильности монтажа в соответствии с проектной документацией;

3) проведение наладочных работ;

4) введение измерительных систем в эксплуатацию.

13. При этом должен быть соблюден баланс между расходами в подающем, обратном трубопроводе теплосети и расходом воды на подпитку теплосети. При отсутствии указанного баланса расходы сетевой воды берутся:

1) в подающем трубопроводе теплосети равны среднему значению между подающим и обратным трубопроводом плюс половина величины подпитки теплосети;

2) в обратном трубопроводе теплосети равны среднему значению между подающим и обратным трубопроводом минус половина величины подпитки теплосети.

14. Сужающие устройства и измерительные трубопроводы соответствуют требованиям согласно ГОСТ 8.586.1-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования", ГОСТ 8.586.2-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования", ГОСТ 8.586.3-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования", ГОСТ 8.586.4-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 4. Трубы Вентури. Технические требования", ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений".

Глава 5. Обработка и вычисление результатов измерений

15. Процедура обработки и вычисления результатов измерений состоится из вычисления действительного значения среднесуточного расхода теплоносителя (в подающем и обратном трубопроводах) и количества (массы) теплоносителя за сутки и месяц.

16. При применении регистрирующих приборов эта процедура состоит из обработки суточных диаграмм регистрирующих приборов расхода с помощью планиметров и расчета действительного расхода и количества теплоносителя по среднесуточным значениям давления и температуры.

17. При обработке диаграмм регистрирующих приборов полярными планиметрами среднесуточное значение массового расхода теплоносителя q_{m ср} тонн/час (далее - т/ч) определяется согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений":

, (1)

где q_в

верхнее значение шкалы расходомера, т/ч;

показания полярного планиметра, квадратный сантиметр;

l_q

длина ленты с записью значения расхода, сантиметр (далее

см);

l_ш

длина шкалы регистрирующего прибора, см.

18. При применении измерительных информационных систем (далее

ИИС) или измерительных систем с тепловычислителями алгоритм расчета действительного значения расхода и количества теплоносителя определяется, согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений".

19. Среднее значение расхода теплоносителя за интервал усреднения Х_ср рассчитывается по формуле:

(2)

где X_i

текущее значение расхода;

k

число периодов опроса датчика за интервал усреднения.

20. При применении ИИС период опроса датчиков определяется не более 15 секунд, интервал усреднения параметров (расчета расхода теплоносителя) равняется 0,25 часа.

21. При применении измерительных систем с тепловычислителями период опроса датчиков и интервал расчета расхода (количества) теплоносителя устанавливается при проектировании или программировании тепловычислителей. При этом период опроса датчиков определяется не более 15 секунд, а интервал расчета расхода (количества) теплоносителя

равняется 0,25 часа.

22. Количество теплоносителя за сутки т определяется по формуле согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений"

(3)

где q_mi

среднее значение расхода теплоносителя за i-й интервал расчета расхода, т/ч;

D t _i

интервал расчета среднего значения расхода теплоносителя;

П

число интервалов расчета среднего расхода за сутки.

23. При применении ИИС или измерительных систем с тепловычислителями (теплосчетчиками) процедура расчета действительного среднего расхода и количества теплоносителя выполняется автоматически.

Глава 6. Оформление результатов измерений

24. При применении измерительных систем с регистрирующими приборами результаты измерений расхода (количества) теплоносителя выполняются в объеме:

1) носитель измерительной информации по расходу теплоносителя - лента (диаграмма) регистрирующих приборов;

2) результаты обработки измерительной информации по расходу и количеству теплоносителя на персональной электронно-вычислительной машине представляются в виде выходных форм на бумажном носителе;

3) выходные формы согласовываются с потребителем теплоносителя.

25. При применении ИИС и измерительных систем с тепловычислителями (теплосчетчиками):

1) носителем измерительной информации по расходу (количеству) теплоносителя, результатам обработки данных и расчета погрешности измерений является электронная память агрегатных средств измерений ИИС и тепловычислителей;

2) результаты обработки измерительной информации индицируются на средствах представления информации и представляются в виде выходных форм на бумажном носителе;

3) объем представления информации определяется при проектировании ИИС, разработке тепловычислителей, а выходные формы согласовываются с потребителем.

Глава 7. Требования к квалификации персонала

26. Подготовка измерительных систем расхода (количества) теплоносителя к эксплуатации осуществляется электрослесарем - прибористом с квалификацией не ниже 4-го разряда, а их обслуживание

дежурным электрослесарем - прибористом.

27. Обработка диаграмм регистрирующих приборов осуществляется техником, а вычисление результатов измерений - инженером производственно-технического отдела.

Глава 8. Требования техники безопасности

28. При монтаже, наладке и эксплуатации измерительной системы расхода (количества) теплоносителя соблюдаются правила техники безопасности, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) и ПТБ электроустановок.

Приложение 1 к Методическим указаниям по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах системы теплоснабжения на источник тепла

Основные технологические характеристики и режимы работы водяной системы теплоснабжения на источниках тепла мощностью от 50 до 1000 Гкал/час

Параметр	Режим работы водяной системы теплоснабжения
	Зимний	Переходный	Летний
Расход теплоносителя (т/ч) в трубопроводе:
подающем	10400 - 13000	6500 - 10400	1300 - 3900
обратном	8840 - 11050	5525 - 8840	1105 - 3315
Температура теплоносителя, градус Цельсия (далее - С) в трубопроводе:
подающем	135	90	55
обратном	75	55	35
Давление теплоносителя, мега Паскаль (далее - МПа) в трубопроводе:
подающем	1,5	1,5	1,5
обратном	0,3	0,3	0,3

Приложение 2 к Методическим указаниям по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах системы теплоснабжения на источник тепла

Таблица 1.

Диапазон изменения температуры окружающей среды

Элементы измерительной системы	Диапазон изменения температуры окружающей среды, оС
Первичный измерительный преобразователь	5 - 40
Линия связи	5 - 60
Вторичный измерительный прибор расхода, тепловычислитель	15 - 30
Агрегатные средства измерений ИИС	15 - 25

Таблица 2.

Пределы относительной погрешности измерений значения расхода (количества) теплоносителя в подающем трубопроводе

Измерительные системы	Режимы работы системы теплоснабжения
	зимний		переходный		летний
	пределы относительной погрешности измерений значения расхода (количества) теплоносителя в подающем трубопроводе, %
	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)
Измерительные системы с регистрирующими приборами:
а) с дифференциально-трансформаторной схемой	1,9 (2,0)	2,0 (1,8)	3,1 (3,1)	3,1 (2,5)	4,2 (4,3)	4,3 (3,2)
б) с нормированным токовым сигналом связи	1,5 (1,8)	1,8 (0,7)	1,9 (2,5)	2,5 (2,1)	2,4 (3,2)	3,1 (2,5)
Измерительные информационные системы, измерительные системы с тепловычислителями (теплосчетчиками)	1,4 (1,3)	1,3 (1,3)	1,7 (0,5)	1,5 (1,5)	2,2 (1,8)	1,8 (1,8)

Таблица 3.

Пределы относительной погрешности измерений значения расхода (количества) теплоносителя в обратном трубопроводе

Измерительные системы	Режимы работы системы теплоснабжения
	зимний		переходный		летний
	Пределы относительной погрешности измерений значения расхода (количества) теплоносителя в обратном трубопроводе, %
	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)	текущего (количества за сутки)	среднесуточного (количества за месяц)
Измерительные системы с регистрирующими приборами:
а) с дифференциально-трансформаторной схемой	1,8 (1,9)	1,9 (1,7)	2,8 (2,8)	2,8 (2,3)	5,5 (5,5)	5,5 (4,1)
б) с нормированным токовым сигналом связи	1,4 (1,8)	1,8 (1,6)	1,8 (2,3)	2,3 (1,9)	5,0 (5,5)	5,5 (4,1)
Измерительные информационные системы, измерительные системы с тепловычислителями (теплосчетчиками)	1,3 (1,3)	1,3 (1,3)	1,6 (0,5)	1,5 (1,5)	4,9 (3,6)	3,6 (3,6)

1

измерительная диафрагма; 1a

первичный измерительный преобразователь расхода; 1б

вторичный измерительный регистрирующий прибор расхода; 2

трубные проводки; 3

линия связи

Рисунок 1. Структурная схема измерительной системы с регистрирующими приборами с дифференциально-трансформаторной схемой связи

1

измерительная диафрагма; 1а

первичный измерительный преобразователь расхода; 1б

блок извлечения корня; 1в

вторичный измерительный регистрирующий прибор расхода; 2

трубные проводки; 3

линии связи

Рисунок 2. Структурная схема измерительной системы с регистрирующими приборами с нормированным токовым сигналом связи

1

измерительная диафрагма; 1а

первичный измерительный преобразователь расхода; 2

агрегатные средства ИИС; 2а

устройство связи с объектом; 2б

центральный процессор; 2в

средство представления информации; 2г

регистрирующее устройство; 3

трубные проводки; 4

линии связи

Рисунок 3. Структурная схема ИИС

1

измерительная диафрагма; 1а

первичный измерительный преобразователь расхода; 2

тепловычислитель; 3

линия связи; 4

трубные проводки

Рисунок 4. Структурная схема с тепловычислителями (теплосчетчиками)

Приложение 3 к Методическим указаниям по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах системы теплоснабжения на источник тепла

Таблица 1.

Средства измерений расхода (количества) теплоносителя

Наименование и тип СИ	Предел основной допускаемой приведенной погрешности, %
Измерительные системы с регистрирующими приборами с дифференциально-трансформаторной схемой связи
Диафрагма камерная типа ДКС-16	-
Манометр дифференциальный, мембранный ДМ3583М	1,0
Прибор автоматический взаимозаменяемый с дифференциально-трансформаторной схемой КСД-2	1,0 (по показаниям и регистрации)
Измерительные системы с регистрирующими приборами с нормированным токовым сигналом связи
Диафрагма камерная типа ДКС-16	-
Тензорезисторный измерительный преобразователь разности давлений	0,5
Блок извлечения корня БИК-36М	0,2
Прибор регистрирующий одноканальный РП-160М	0,5 (по показаниям); 1,0 (по регистрации)
Измерительные информационные системы (измерительные системы с тепловычислителями)
Диафрагма камерная типа ДКС-16	-
Агрегатные средства ИИС	0,3 (канал)
Теплоэнергоконтроллер типа ТЭКОН-10	0,2
Тензорезисторный измерительный преобразователь разности давлений	0,25

Приложение 20 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода гидразина для тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета норм расхода гидразина для тепловых электростанций (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" для целей нормирования расхода гидразина, необходимого для предупреждения кислородной коррозии и коррозионного растрескивания металла котлов, паровых турбин, конденсаторов и оборудования водоконденсатного тракта и снижения содержания окислов железа, меди и других продуктов коррозии в конденсатной, питательной, котловой водах и паре котлов.

2. Расчет норм расхода гидразина производится для обработки питательной воды не блочных электростанций, для блоков с барабанными и прямоточными котлами, очистки барабанного котла "на ходу", для пассивации металла после химической очистки минеральными кислотами.

3. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) гидразин

химическое соединение, обладающее сильными восстановительными свойствами, обусловливающее восстановление кислорода, нитритов, окислов железа и меди, создающее на поверхности металла теплоэнергетического оборудования устойчивую защитную пленку как при рабочих параметрах, так и при низких температурах, обеспечивающее надежную и экономичную эксплуатацию энергетического оборудования;

2) питательная вода

вода, подаваемая в паровой котел в качестве исходного материала для получения пара;

3) гидразин

гидрат

бесцветная жидкость, легко поглощающая из воздуха воду, углекислоту и кислород, токсичен при концентрациях превышающих 40 % горючих элементов;

4) гидразин-сульфат

твердое вещество, плохо растворимое в холодной воде, плавится при температуре 245 градусов Цельсия, хорошо растворим в водном растворе гидроксида натрия, обладает кислыми свойствами, не горюч, токсичен.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Расчет норм расхода гидразина для тепловых электростанций

4. Годовая норма расхода 100 % - ного гидразина (

) для обработки питательной воды составляется для барабанных котлов не блочных электростанций определяется по формуле, килограмм (далее - кг):

(1)

5. Годовая норма расхода 100 % - ного гидразина (

) для обработки питательной воды составляется для блоков с барабанными и прямоточными котлами определяется по формуле, кг:

(2)

где

суммарный годовой расход питательной воды, кубический метр (далее - м³);

n

число пусков и остановов котла за год;

D

средний пусковой расход питательной воды, кубический метр /час (далее - м³/ч);

24

продолжительность увеличенного расхода гидразина в пусковые режимы, час (далее - ч);

расход питательной воды за последний час перед остановом, м³;

q₁

расходная норма гидразина для обработки питательной воды при дозировке его во всасывающий коллектор бустерного насоса, микрограмм/килограмм (далее - мкг/кг);

q₂ - расходная норма гидразина при вводе его в конденсатный тракт, мкг/кг;

q₃

расходная норма гидразина в пусковые режимы работы блоков (котлов), мкг/кг;

q₄

расходная норма гидразина для обработки питательной воды за 1 ч до остановки блока, мкг/кг. Возможно использование рабочего раствора, применяемого для обработки котловой воды.

6. Для пусковых блоков (котлов) или при наладке гидразинной обработки на эксплуатирующихся котлах расходная норма для питательной воды увеличивается в 3 раза на срок 3 месяца.

7. Норма расхода 100 % - ного гидразина (

) для проведения консервации оборудования определяется по формуле, кг:

(3)

где q

рабочая концентрация гидразина в котле, грамм/килограмм (далее - г/кг);

V_к

водяной объем котла, м³;

k

коэффициент запаса, зависящий от параметров котла, загрязненности поверхностей нагрева, технологии выполнения консервации для котлов с давлением более 15,5 мега Паскаль (далее - МПа) составляет 1,2 - 1,3, для котлов c давлением 11 МПа составляет 1,4 - 1,6.

8. Норма расхода 100 %-ного гидразина (

) для очистки барабанного котла "на ходу" определяется по формуле, кг:

(4)

где D

номинальный расход питательной воды, кубический метр/час (далее - м³/ч);

q

расходная норма гидразина, дозируемого в питательную воду, миллиграмм/килограмм (далее - мг/кг);

t

продолжительность очистки, ч.

9. Норма расхода 100 %-ного гидразина (

) на одну пассивацию металла после химической очистки минеральными кислотами определяется по формуле, кг:

(5)

V

объем промывочного контура, м³;

q

концентрация гидразина при пассивации, мг/кг;

K_n

коэффициент, зависящий от поверхности контура, содержания продуктов коррозии и длительности операции, составляет 1,5

1.

10. Общую годовую потребность в гидразине для блоков (котлов) электростанций определяется с учетом местных условий.

Глава 3. Требования по техники безопасности при использовании гидразина

11. При работе с растворами гидразина соблюдаются Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденные приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859).

Приложение 21 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по приемке из ремонта в эксплуатацию ответственных узлов систем пылеприготовления котельных установок с установленной
мощностью 100 гигакалорий в час и более

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по приемке из ремонта в эксплуатацию ответственных узлов систем пылеприготовления котельных установок с установленной мощностью 100 гигакалорий в час (далее - Гкал/час) и более (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для оценки технических требований при приемке из ремонта в эксплуатацию ответственных узлов систем пылеприготовления котельных установок с установленной мощностью 100 Гкал/час и более.

2. Настоящие Методические указания содержат технические требования ответственных узлов систем пылеприготовления котельных установок с установленной мощностью 100 Гкал/час и более.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) термопара

термоэлектрический преобразователь;

2) газовоздухопровод

система металлических труб, предназначенная для отвода газов, образующихся при сгорании топлива, и подвода воздуха в топку от воздуходувок;

3) система пылеприготовления

комплекс оборудования, необходимого для размола топлива, его сушки и подачи пыли в топочные устройства;

4) система пневмообрушения

система, предназначенная для предотвращения зависания сыпучих материалов;

5) трубка Прандтля - аэродинамический прибор для измерения динамического давления.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Приемка из ремонта в эксплуатацию
тракта сырого топлива перед мельницей

4. Технические требования к тракту сырого топлива предъявляются в соответствии с Правилами взрывобезопасности топливоподачи для приготовления и сжигания пылевидного топлива, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 27 января 2015 года № 39 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10549) (далее - Правила взрывобезопасности) и Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее

ПТБ станций и сетей).

Тракт сырого топлива содержит:

1) бункер сырого топлива;

2) питатель сырого топлива;

3) течку сырого топлива от питателя к мельнице.

5. Технические требования к состоянию предварительно опорожненного бункера сырого топлива производятся с применением средств побуждения движения топлива в бункере:

1) при осмотре на внутренней поверхности стен бункера имеется плоская гладкая поверхность, защищенная антикоррозионным покрытием или облицованная гидрофобным материалом;

2) при обнаружении приваренных к стенам бункера металлических уголков, обрезков труб, использованных при строительстве лесов во время монтажа или ремонта срезаются автогеном посторонние элементы;

3) при обнаружении грубых необработанных сварных швов, соединяющих между собой металлические листы стен бункера производится механическая зачистка до металлического блеска очагов коррозии.

6. Технические требования к вибраторам на ложном листе внутри бункера:

1) толщина ложного листа, обеспечивающая его жесткость, составляет 10-12 миллиметров (далее

мм);

2) ложный лист крепится на внутренней поверхности стены бункера в четырех точках по углам листа;

3) узел крепления состоит из приваренной к ложному листу шпильки, нанизанной на нее и размещенной между ложным листом и стеной бункера резиновой прокладки толщиной от 20 до 40 мм и витой металлической пружины, установленной концентрично шпильке на внешней стороне стены бункера;

4) сжатие пружины обеспечивается затягиванием гайки и контргайки на наружном конце шпильки;

5) крепление вибратора осуществляется по центру ложного листа с помощью горизонтальной стойки;

6) на наружном конце стойки располагается вертикальная площадка, на которой устанавливается вибратор;

7) жесткость крепления обеспечивается конструкцией стойки, выполненной из двух сваренных между собой швеллеров длиной от 150 до 250 мм;

8) внутри бункера ложный лист закрывается металлическим козырьком, приваренным к стене бункера;

9) мощность вибратора и площадь ложного листа выбирается из расчета от 0,8 до 1,0 киловатт мощности на 1 квадратном метре поверхности листа;

10) вал двигателя вибратора установить горизонтально.

7. При обнаружении разрушения защитного козырька над ложным листом, износа резиновых прокладок между ложным листом и стеной бункера, обрыва шпилек в местах приварки к ложному листу, разрушения или деформация пружинных амортизаторов восстанавливаются поврежденные детали и элементы в соответствии с предъявляемыми техническими требованиями.

8. Приемка из ремонта системы пневмообрушения топлива в бункере:

1) ресивер объемом не менее 0,5 кубических метров с давлением воздуха в ресивере от 0,6 до 0,8 мега Паскаль;

2) сопла с углом раскрытия около 30 градусов, размещенные по высоте бункера в 4 яруса с расстоянием между ними 2 метра (далее - м);

3) ярусы с установкой по 8 сопел на расстоянии 1 м от углов бункера с направлением вниз под минимально возможным углом от 2 до 3 градусов к стене бункера;

4) системы трубопроводов диаметром около 100 мм, соединяющих ресивер с каждым ярусом сопл и сопла каждого яруса между собой;

5) быстродействующие запорные клапаны с электромагнитным приводом, установленные по одному в трубопроводах каждому ярусу сопл.

9. Производится проверка быстродействия и плотности закрытия каждого электромагнитного клапана, отбраковка клапанов, не удовлетворяющих требованиям.

10. К основным недостаткам, снижающим эффективность работы системы пневмообрушения относятся:

1) недостаточное давление сжатого воздуха в ресивере;

2) ненадежная работа электромагнитных клапанов.

11. При обнаружении недостаточного давления сжатого воздуха в ресивере, выделяется компрессор в самостоятельную и изолированную от других потребителей сжатого воздуха систему, обслуживающую только системы пневмообрушения в бункерах сырого угля тепловых электрических станций (далее

ТЭС) для обеспечения необходимого давления сжатого воздуха в ресиверах систем пневмообрушения.

12. При обнаружении ненадежной работы электромагнитных клапанов произвести восстановительный ремонт или заменить дефектные клапаны на новые.

13. Приемка из ремонта вибраторов, установленных на подвесном бункере:

1) подбункер подвешивается к бункеру на вертикальных пружинных подвесках, закрепленных торцами на жестких горизонтальных кронштейнах, приваренных к наружным стенам бункера в его нижней части и подбункера в его верхней части;

2) уплотнение разъема между бункером и подбункером осуществляется с помощью лабиринтного уплотнения, заполненного речным песком или сухой золой;

3) разъем между выходным сечением подбункера и входным патрубком угольного затвора или питателя топлива уплотняется резиновыми уплотнениями;

4) вибратор устанавливается на горизонтальной стойке, приваренной к наружной стене подбункера на одну третью части его высоты от выходного сечения;

5) вал двигателя вибратора устанавливается строго горизонтально.

14. При обнаружении трещин или разрушения сварных швов в местах крепления кронштейнов к стенам бункера и подбункера, стойки вибратора к стене подбункера, разрушении или остаточной деформации пружинных подвесок и нарушении плотности лабиринтного и резинового уплотнений восстанавливаются поврежденные детали и элементы в соответствии с предъявляемыми к ним требованиям.

15. Приемка из ремонта первичного датчика технологической защиты, действующего на останов питателя сырого топлива при снижении уровня топлива в бункере:

1) узел крепления датчика технологической защиты установлен на перекрытии бункера сырого топлива;

2) к узлу крепления подвешен вертикально емкостный электрод, выполненный из нержавеющей стали;

3) при кратерном истечении топлива из бункера, нижний конец электрода установлен в устье образующейся в бункере воронки на высоте 2 м над рабочим органом питателя сырого топлива.

16. Проверяется правильность установки емкостного электрода после отключения защитой питателя при срабатывании топлива из бункера:

1) при нарушении токопроводящего контакта в месте подвески электрода к узлу его крепления зачищается место контакта подвесного электрода с узлом его крепления;

2) при неправильной ориентация емкостного электрода относительно устья воронки в бункере, передвигается узел крепления электрода в точку на перекрытии бункера, лежащую на вертикальной оси воронки.

17. Приемка из ремонта питателя сырого топлива производится согласно Правилам взрывобезопасности и ПТБ станций и сетей.

18. Питатель сырого топлива содержит:

1) регулятор высоты слоя топлива, транспортируемого питателем;

2) датчик технологической защиты, действующей на включение средств побуждения движения топлива при прекращении его выхода из бункера;

3) питатель при обкатке на холостом ходу;

19. Технические требования к питателю сырого топлива:

1) регулятор высоты слоя топлива, транспортируемого питателем;

2) датчик технологической защиты, действующей на включение средств побуждения движения топлива при прекращении его выхода из бункера;

3) питатель при обкатке на холостом ходу;

4) течку сырого топлива от питателя к мельнице.

20. При приемке из ремонта регулятора высота слоя топлива, высота выходного сечения приемного патрубка питателя топлива обеспечивается 400 мм для ленточного питателя и 0,85 высоты поперечного сечения под столом одноступенчатого скребкового питателя. Производительность питателя регулируется только частотой вращения его двигателя.

21. Приемка из ремонта регулятора высоты слоя топлива производится прямым измерением высоты сечения между нижним торцом "ножа" регулятора и лентой ленточного или столом скребкового питателя.

22. При обнаружении недостаточной высоты вертикального сечения под "ножом" регулятора, определяющей высоту транспортируемого питателем слоя топлива поднять "нож" регулятора на требуемую высоту.

23. При осмотре датчика технологической защиты поднимается флажок датчика в горизонтальное положение и отпускается. Удостоверяются в том, что флажок беспрепятственно примает вертикальное положение и концевик на наружном конце оси датчика замыкает контакты реле защиты.

24. Одновременно проверяются действия защиты и системы побуждения движения топлива в бункере:

1) значение выдержки времени перед включением в работу 10 секунд;

2) расчетное быстродействие электромагнитных клапанов в системе пневмообрушения;

3) цикличность работы вибраторов с электромагнитным приводом - продолжительность включенного состояния до 20 секунд и паузы между включениями до 3 минут.

25. При обнаружении заедания, препятствующего свободному вращению оси датчика в подпятниках и сбоев установки концевика на наружном конце оси устранить дефекты, препятствующие нормальной работе датчика.

26. Технические требования к питателю при обкатке на холостом ходу:

1) скребковая цепь и лента ленточного питателя натянуты без перекосов;

2) ток электродвигателя питателя при его работе на холостом ходу не превышают установленного заводом значения;

3) скребковая цепь, лента двигаются плавно, без рывков и заеданий;

4) лента не "сходит" с барабанов;

5) диапазон частоты вращения двигателя питателя обеспечивается расчетным диапазоном производительности при заданной высоте слоя транспортируемого топлива.

27. Техническое состояние определяется измерением и сопоставлением с расчетным значением тока холостого хода, и визуальной оценкой плавности движения рабочего органа питателя и центровки его на ведомом барабане.

28. Производительность питателя определятся по формуле, тонн/час (далее - т/ч):

В = 60

d

n

i

b

h

_нас, (1)

где d

диаметр приводного барабана ленточного или звездочки скребкового питателя, м;

60

переводной коэффициент в час;

n

частота вращения двигателя питателя, минута в минус первой степени (далее - мин^-1);

i

передаточное число редуктора;

b и h

соответственно ширина и высота слоя топлива на выходе из приемного патрубка питателя, м;

- математическая константа, равная 3,14;

_нас - насыпная плотность топлива, тонна/кубический метр (далее - т/м³).

29. Техническое состояние в системах пылеприготовления с прямым вдуванием:

1) необходимая минимальная производительность питателя формуле, т/ч:

В_мин = 0,6(В_к)_л/Z_п (2)

где (В_к)_л - расход поступающего на ТЭС топлива лучшего качества, необходимый для несения котлом номинальной нагрузки, т/ч;

Z_п - количество установленных на котле систем пылеприготовления (питателей), штук;

0,6 - коэффициент, учитывающий необходимость использования в параллельной работе всех установленных на котле систем пылеприготовления в диапазоне нагрузок котла 60

100%;

2) максимальную производительность питателя определять по формуле:

В_макс = (В_к)_ух/(Z_п - 1) (3)

где (В_к)_ух - расход поступающего на ТЭС топлива ухудшенного качества, необходимый для несения котлом номинальной нагрузки, т/ч;

1

переводной коэффициент ухудшенное качество топлива.

30. При общем регулировании частоты вращения двигателей всех установленных на котле питателей, частоты вращения их двигателей синхронизируется во всем диапазоне регулирования.

31. При разбежке в частоте вращения двигателей питателей свыше 5% при постоянном положении траверзы плоского контроллера и при повышении напряжения в системе бесступенчатого регулирования частота вращения двигателей отдельных питателей регулируется индивидуальными регуляторами.

32. Приемка из ремонта течки сырого топлива от питателя к мельнице:

1) проверка плотности течки производится визуальным осмотром с открытым факелом при опрессовке системы пылеприготовления, мигалка при этом принудительно закрыта;

2) проверка от руки легкости хода клапанов мигалки;

3) проверка правильности расположения груза на рычагах мигалки.

33. При возможном локальном сквозном износе стенок течки заменяются изношенные участки течки.

34. При обнаружении заедания осей клапанов в подшипниках вследствие прогнутости осей и дефектов подшипников заменяются дефектные оси клапанов и подшипников.

35. При размещении грузов на рычагах мигалки не соответствующих требуемому положению проверяются положения грузов на рычагах мигалки. Окончательная регулировка положения грузов на рычагах производится при подаче в мельницу топлива.

Глава 3. Приемка из ремонта в эксплуатацию тракта сушильно-вентилирующего агента перед мельницей

36. Технические требования к тракту сушильно-вентилируемого агента предъявляются согласно Правил взрывобезопасности и ПТБ станций и сетей.

Тракт сушильно-вентилируемого агента содержит:

1) газовоздухопровод высокотемпературного сушильно-вентилирующего агента от распределительного короба до мельницы;

2) газозаборную шахту высокотемпературного сушильного агента;

3) нисходящий участок газовоздухопровода непосредственно перед мельницей;

4) расходомерное устройство сушильно-вентилирующего агента;

5) первичный датчик измерительного комплекса температуры сушильно-вентилирующего агента;

6) устройство отбора давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей;

7) устройство отбора пробы сушильно-вентилирующего агента для химического анализа на определение содержания в нем кислорода;

8) технологическую блокировку клапанов в газовоздухопроводе сушильно-вентилирующего агента перед мельницей.

37. Технические требования газовоздухопровода высокотемпературного сушильно-вентилирующего агента от распределительного короба до мельницы:

1) на трассе этого участка последовательно устанавливаются два плотных поворотных клапана - первый по ходу сушильного агента - запорный, второй - запорно-регулирующий;

2) между этими клапанами устанавливается атмосферный клапан и осуществляется врезка газовоздухопровода низкотемпературного сушильного агента, в котором устанавливается плотный полнопроходный запорно-регулирующий клапан;

3) в схеме с индивидуальным вентилятором сушильного агента, установленным перед мельницей, описанный участок газовоздухопровода с арматурой размещается на стороне всасывания вентилятора;

4) в схемах с сушкой топлива высокотемпературными топочными газами арматура в газозаборной шахте не устанавливается.

38. При приемке из ремонта газовоздухопроводов высокотемпературного сушильно-вентилирующего агента от распределительного короба до мельницы проверяются плотность запорных, запорно-регулирующих клапанов и атмосферного клапана при опрессовке системы пылеприготовления. При неплотном закрытии и неполном открытии клапанов вследствие неправильной установки дистанционных концевиков (далее

КДУ) или механизмов исполнительных оборотных (далее

МЭО) устанавливаются концевики КДУ или МЭО клапанов в положение, обеспечивающее полный рабочий диапазон перемещения запорно-регулирующего органа клапана.

39. Технические требования к газозаборной шахте высокотемпературного сушильного агента:

1) с целью защиты газозаборной шахты от разрушения сырым топливом шахта выполняется с изломом над вертикальным участком перед мельницей, на котором осуществляется сушка топлива;

2) на участке газозаборной шахты до места врезки течки сырого топлива организуется измерение его аэродинамического сопротивления, косвенно характеризующего расход сушильного агента;

3) в стенах газозаборной шахт в начале ее вертикального участка или в течке сырого топлива устанавливаются распыливающие форсунки для впрыска воды;

4) при установке в стенах газозаборной шахты форсунки размещаются в специальных коробах из жаропрочной нержавеющей стали, заполненных диатомовой крошкой. Головки форсунок устанавливаются под углом не менее 45 градусов к горизонту;

5) размещение форсунок обеспечивается в течках сырого топлива для надежной их работы.

40. Приемка из ремонта исходящего участка газовоздухопровода непосредственно перед мельницей:

1) нисходящий участок газовоздухопровода перед мельницей выполняется под углом к горизонту не менее 60 градусов и длиной не менее 3 м;

2) в компоновке с тангенциальной молотковой мельницей нисходящий участок выполняется в виде наклонного короба с прямоугольным сечением, смежного с находящейся над ним течкой сырого топлива. При этом ширина короба равна длине размольной камеры мельницы, а длина короба вместе со входным патрубком должна составлять не менее 3 м;

3) внутри короб разделен по всей длине двумя сплошными перегородками на три равновеликих сечения для обеспечения равномерной вентиляции размольной камеры мельницы;

4) перегородки начинаются в предвключенном наклонному коробу газовоздухопроводе и входить в него на длину не менее 1,5 м;

5) в верхней части наклонного короба независимо от типа мельницы в каждом из равновеликих сечений устанавливается по одной форсунке для впрыска распыленной воды в экстремальных режимах работы системы пылеприготовления.

41. Проверка производится визуальным осмотром мест повреждения и разрушения футеровки и компенсаторов газозаборной шахты.

42. При обнаружении локальных повреждений и разрушений футеровки газозаборной шахты, прогорании компенсаторов газозаборной шахты восстанавливаются поврежденные компенсаторы и футеровку газозаборной шахты.

43. При обнаружении неправильной установки форсунок, приводящей к попаданию воды на стены газозаборной шахты устанавливаются в газозаборной шахте форсунки.

44. Технические требования к нисходящему участку газовоздухопровода непосредственно перед мельницей:

1) нисходящий участок газовоздухопровода перед мельницей выполняется под углом к горизонту не менее 60 градусов и длиной не менее 3 м;

2) в компоновке с тангенциальной молотковой мельницей нисходящий участок выполняется в виде наклонного короба с прямоугольным сечением, смежного с находящейся над ним течкой сырого топлива. При этом ширина короба равна длине размольной камеры мельницы, а длина короба вместе со входным патрубком должна составляет не менее 3 м;

3) внутри короб разделен по всей длине двумя сплошными перегородками на три одинаковых сечения для обеспечения равномерной вентиляции размольной камеры мельницы;

4) перегородки начинаются в предвключенном наклонному коробу газовоздухопровода и входят в него на длину не менее 1,5 м;

5) в верхней части наклонного короба независимо от типа мельницы в каждом из сечений устанавливается по одной форсунке для впрыска распыленной воды в экстремальных режимах работы системы пылеприготовления.

45. При обнаружении сквозного износа стенки короба, смежной с течкой сырого топлива, несоосности головки форсунки относительно секции наклонного короба заменяются изношенные стенки и выставляют форсунки соосно с наклонным коробом.

46. Технические требования к расходомерному устройству сушильно-вентилирующего агента:

1) расходомерное устройство в зависимости от компоновки газовоздухопроводов котла устанавливается в каждом из трактов высокотемпературного и низкотемпературного - сушильного агента с последующим суммированием результатов измерения;

2) в качестве штатных расходомерных устройств применяются расходомеры переменного перепада со встроенными в тракт сушильного агента сужающими устройствами;

3) перепад давлений, измеряемый сужающим устройством или мультипликатором, используется в качестве импульса в автоматическом регуляторе расхода сушильно-вентилирующего агента на систему пылеприготовления;

4) в системах пылеприготовления с использованием сушильного агента высокотемпературных топочных газов в качестве индикатора расхода сушильного агента используется перепад давлений, измеряемый на участке газозаборной шахты до места врезки.

47. При обнаружении отклонений выше допустимых в размерах и профиле сужающего устройства, нарушении остроты кромки измерительной диафрагмы, отложения золы в проточной части сужающего устройства и в отборах давления, производится тарировка сужающего устройства пневмометрическими трубками Прандтля, предварительно удалив отложения золы и на основании полученной характеристики скорректировать всю систему измерения расхода сушильно-вентилирующего агента.

48. Технические требования к первичному датчику измерительного комплекса температуры сушильно-вентилирующего агента:

1) в качестве первичного датчика для измерения температуры подаваемого в систему пылеприготовления сушильно-вентилирующего агента используются термопары;

2) для измерения температуры до 600 градусов Цельсия (далее -

С) применяются термопары хромель - копелевые (далее

ТХК), а для температуры от 600

С до 900

С

термопары хромель - алюминиевые. Для изоляции электродов термопар применяются фарфоровые или шамотные одно- и двухканальные бусы, магнезитовые трубочки;

3) для защиты электродов используются керамические и металлические чехлы, изготовленные из жаропрочной стали, открытые со стороны рабочего конца для уменьшения тепловой инерции термопары;

4) термопара устанавливается в газовоздухопроводе сушильно-вентилирующего агента вблизи расходомерного сужающего устройства.

49. Оценка технического состояния производится проверкой наличия технической документации на термопары, срока ее эксплуатации, визуальным осмотром места установки термопары и просроченностью даты последней поверки термопары в лаборатории цеха тепловой автоматики и измерений.

50. При обнаружении наличия в газовоздухопроводе перед термопарой посторонних предметов, искажающих естественное обтекание потоком сушильного агента термопары производится внеочередная поверка термопары в лаборатории цеха тепловой автоматики и измерений.

51. Технические требования к устройству отбора давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей:

1) отбор давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей осуществляется штуцерами при аксиальных молотковых мельницах штуцера устанавливается по одному в каждом аксиальном кармане мельницы с последующим объединением отборов в одну импульсную линию;

2) отбор давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей осуществляется штуцерами при тангенциальных молотковых мельницах штуцера, устанавливается по одному в каждом из трех сечений нисходящего наклонного короба сушильного агента перед ротором мельницы, также с последующим объединением отбора в одну импульсную линию;

3) отбор давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей осуществлять штуцерами, при шаровых барабанных мельницах штуцер устанавливать перед местом врезки течки сырого топлива в газовоздухопровод;

4) отбор давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей осуществляется штуцерами, при среднеходных мельницах штуцер устанавливается в коробе под соплами сушильно-вентилирующего агента, встроенными в размольный стол мельницы;

5) отбор давления сушильно-вентилирующего агента перед мельницей осуществляется штуцерами, при мельницах-вентиляторах штуцер устанавливается на стенке газозаборной шахты перед запорным шибером, штуцера устанавливаются строго вертикально к стенке газовоздухопровода с тем, чтобы исключить влияние динамического напора на измеряемое статическое давление (разрежение);

6) внутренняя поверхность стенки газовоздухопровода в месте и вблизи установки штуцера выполняется абсолютно гладкой и чистой, без подтеков от сварки;

7) не допускается установка штуцеров вблизи местных сопротивлений;

8) штуцер оснащается плотной съемной крышкой для его прочистки.

52. Оценка технического состояния производится визуальным осмотром газовоздухопровода изнутри в месте установки штуцера на предмет отсутствия местных сопротивлений и наличия абсолютной чистоты стенки газовоздухопровода в месте приварки штуцера.

53. При обнаружении установки штуцера с наклоном к стенке газовоздухопровода, наличии местных сопротивлений в газовоздухопроводе вблизи установки штуцера, наличии на внутренней поверхности стенки газовоздухопровода в месте установки штуцера подтеков сварки, приваренных обрезков арматуры и наличии отложений топлива и золы в штуцере и примыкающей к нему импульсной линии, устанавливается штуцер.

54. Технические требования к устройству отбора пробы сушильно-вентилирующего агента для химического анализа на определение содержания в нем кислорода:

1) содержание кислорода определяется при использовании в качестве сушильно-вентилирующего агента дымовые газы;

2) пробы сушильно-вентилирующего агента для определения в них содержания кислорода отбираются из газовоздухопровода перед мельницей в системах пылеприготовления, работающих под давлением;

3) пробы отбираются через штуцера.

55. Приемка из ремонта отбора проб сушильно-вентилирующего агента на химический анализ производится визуальным осмотром, аналогичным осмотру отборов давления сушильно-вентилирующего агента.

56. Технические требования к технологической блокировке клапанов в газовоздухопроводе сушильно-вентилирующего агента перед мельницей:

1) производится проверка автоматического открытия атмосферного клапана в газоводухопроводе сушильно-вентилирующего агента перед мельницей после полного закрытия запорного клапана и запорно-регулирующих клапанов в газовоздухопроводах высоко- и низкотемпературного сушильного агента;

2) производится проверка автоматического закрытия атмосферного клапан после начала открытия одного из вышеуказанных клапанов;

3) производится проверка импульса для срабатывания блокировки - замыкание на закрытие и размыкание на открытие концевиков КДУ или МЭО всех запорно-регулирующих и запорного клапанов.

57. При неправильной установке концевиков на КДУ и МЭО запорного и запорно-регулирующих клапанов в трактах сушильно-вентилирующего агента перед мельницей выставляются концевики на КДУ и МЭО запорного и запорно-регулирующих клапанов в тракте сушильно-вентилирующего агента перед мельницей в положение, обеспечивающее работоспособность технологической блокировки.

Глава 4. Приемка из ремонта в эксплуатацию пылепроводов

58. Технические требования к пылепроводам предъявляются согласно Правил взрывобезопасности и ПТБ станций и сетей.

59. Пылепроводы содержат:

1) пылепроводы систем пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топку котла;

2) пылепровод между сепаратором и пылераспределителем;

3) пылепроводы между пылераспределителями и горелками котла;

4) пылепроводы систем пылеприготовления с бункером пыли.

60. Пылепроводы систем пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топку котла включают:

1) пылепровод между сепаратором и пылераспределителем;

2) пылепроводы между пылераспределителями и горелками котла.

61. Технические требования к пылепроводам между сепаратором и пылераспределителем:

1) на участке пылепровода между сепаратором и пылераспределителем устанавливается плотный ремонтный шибер, предназначенный для отключения мельницы и сепаратора от топки при проведении их ремонта на работающем котле;

2) по окончании ремонта шибер извлекается из фланцев и заменяется на проставку с проходным сечением, равным сечению пылепровода, что предотвращает отложения пыли во фланцах;

3) на участке пылепровода между сепаратором и пылераспределителем устанавливаются первичные датчики измерительного комплекса температуры пылегазовоздушной смеси за сепаратором;

4) в качестве первичных датчиков используются термоэлектрические преобразователи.

62. Оценка технического состояния производится визуальным осмотром наличия механических повреждений шибера, фланцев, уплотнения фланцев и проверкой плотности уплотнения при опрессовке системы пылеприготовления.

63. При обнаружении заедания шибера и проставки во фланцах при их перемещении вплоть до заклинивания, вызванного перекосом фланцев вследствие тепловых расширений пылепровода и неплотностей в уплотнении фланцев шибера, растягиваются фланцы с помощью домкрата до зазора, обеспечивающего свободное перемещение в них шибера.

64. Технические требования к пылепроводам между пылераспределителями и горелками котла:

1) при работе систем пылеприготовления шибера заменяются проставками с проходным сечением;

2) при отсутствии в коротких пылепроводах специальных дроссельных вставок, выравнивающих аэродинамическое сопротивление и подключенных к одному пылераспределителю пылепроводов, верхняя часть проставок в коротких пылепроводах выполняется в виде плоской сегментной диафрагмы;

65. При обнаружении абразивного износа верхней части проставки заменяется дроссельная проставка с изношенной сегментной диафрагмой на новую проставку с проходным сечением, размеры которого уточняются по результатам тарировки.

66. В пылепроводы систем пылеприготовления с бункером пыли включаются:

1) пылепровод за шаровой барабанной мельницей и за сепаратором молотковой или среднеходной мельницы;

2) течки возврата грубой пыли из сепаратора в мельницу;

3) течка пыли под циклоном;

4) пылепровод перед мельничным вентилятором;

5) основные пылепроводы от короба первичного воздуха до горелок.

67. Технические требования к состоянию пылепровода за шаровой барабанной мельницей и за сепаратором молотковой или среднеходной мельницы:

1) устанавливаются первичные датчики измерительного комплекса температуры пылегазовоздушной смеси, аналогичные датчикам для систем пылеприготовления с прямым вдуванием.

68. Технические требования к течкам пыли под циклоном:

1) в течке пыли под циклоном устанавливаются последовательно две мигалки с расстоянием между ними более 0,6 м;

2) между мигалками устанавливается металлическая сетка для задержания щепы и мусора, а также штуцер с плотной крышкой с целью отбора проб пыли для ситового анализа;

3) выше верхней мигалки примерно на 0,8 м устанавливается штуцер для отбора разрежения, служащего импульсом в цепях предупредительной технологической сигнализации о засорении сетки под циклоном;

4) второй отбор разрежения, служащего импульсом для технологической защиты, действующей на останов системы пылеприготовления при забивании пылью циклона, производится через аналогичный штуцер, установленный снизу цилиндрической части циклона.

69. Оценка технического состояния течек пыли под циклоном производится визуальным осмотром сетки и проверкой при опрессовке системы пылеприготовления плотности лючка, служащего для доступа к сетке, и крышек штуцеров для отбора проб пыли и разрежения.

70. При обнаружении разрыва сетки, наличии на ней мусора, неплотностей в уплотнениях контролируемых элементов, закупорки пылью и мусором атмосферных отверстий в начале отводов импульсных линий от штуцеров для отбора разрежения заменить поврежденную сетку на новую, очистить сетку мусора, устраняются неплотности и прочищаются забитые атмосферные отверстия в импульсных линиях.

71. Технические требования к пылепроводу перед мельничным вентилятором. Перед мельничным вентилятором устанавливаются:

1) встроенный регулирующий шибер;

2) первичный датчик температуры сушильно-вентилирующего агента для контроля за отсутствием конденсации влаги на стенках пылепровода.

72. Оценка технического состояния производится проверкой рабочего диапазона перемещения шибера.

73. При обнаружении повышенного люфта шибера на оси и неправильной установки концевиков на КДУ и МЭО шибера устраняется люфт и настраиваются концевики.

74. При обнаружении неплотностей в месте прохода чехла термопары сквозь стенку пылепровода уплотняются места установки термопары.

75. Приемка из ремонта основных пылепроводов от короба первичного воздуха к горелкам. На отводах пылепроводов от короба первичного воздуха на участках до смесителей пыли устанавливаются:

1) встроенный шибер;

2) расходомерное устройство;

3) дроссельная вставка (труба Вентури или сегментная диафрагма) в коротких пылепроводах для выравнивания аэродинамического сопротивления пылепроводов, подключенных к коробу первичного воздуха;

4) непосредственно перед горелкой устанавливается ремонтный шибер, заменяемый при работе системы пылеприготовления на проставку с проходным сечением, равным сечению пылепровода.

76. При обнаружении неравномерности распределения воздуха по пылепроводам более 15% корректируется аэродинамическое сопротивление пылепроводов или заменяются дроссельные вставки.

Глава 5. Приемка из ремонта в эксплуатацию конструкций и компоновок ответственных узлов систем пылеприготовления

77. В настоящих Методических указаниях приемка из ремонта конструкций и компоновок ответственных узлов систем пылеприготовления составлена согласно Правилам взрывобезопасности и ПТБ станций и сетей.

78. Бункер и питатель сырого топлива. Принимаются общие требования, обеспечивающие бесперебойное истечение топлива из бункера с максимальным использованием его номинальной емкости.

79. Оптимальная форма бункера - повернутая вершиной вниз осесимметричная усеченная пирамида.

80. Угол наклона стен бункера к горизонту принимается:

1) 75 градусов для шламов, промпродукта мокрого обогащения и топлив с близкими к ним сыпучими свойствами;

2) 70 градусов для остальных топлив.

81. Минимальный размер выходного сечения бункера, исключающий сводообразование, принимается:

1) 1600 мм - для шламов и промпродукта мокрого обогащения;

2) 700 мм

для экибастузских углей;

3) 1000 мм - для остальных топлив.

82. Внутренние грани углов бункера скругляются по всей высоте бункера вогнутыми радиусом от 0,3 до 0,5 м металлическими накладками. Сварные швы между накладками и стенами бункера обработать шлифовальной машинкой.

83. Минимальный угол наклона к горизонту стен переходного патрубка от выходного отверстия бункера к приемному патрубку питателя топлива принимается равным углу наклона стен бункера.

84. Минимальный размер любого поперечного горизонтального сечения переходного патрубка от бункера к питателю и приемного патрубка питателя принимается равным минимальному размеру выходного отверстия бункера.

85. Длина прямоугольного приемного патрубка питателя топлива принимается равной двум его ширины.

86. Стены приемного патрубка питателя принимаются строго вертикально. Общая высота приемного патрубка питателя над лентой ленточного питателя или над столом скребкового питателя и расположенного над патрубком принимается угольного затвора 1000 мм.

87. Высота выходного сечения приемного патрубка питателя топлива, определяющая высоту рабочего слоя топлива, транспортируемого питателем, принимается 400 мм для ленточного питателя и 0,85 высоты поперечного сечения под столом одноступенчатого скребкового питателя.

88. Производительность питателя регулируется только частотой вращения его двигателя.

89. Для исключения возможности замазывания топливом торца скребкового одноступенчатого питателя с последующим отключением его электрической защитой по перегрузу электродвигателя предусматривается:

1) установка над скребковой цепью, сразу после схода ее со стола, механического очистителя скребковой цепи, представляющего собой металлический лист толщиной от 10 до 12 мм и шириной на 20 мм меньше ширины скребка, свободно подвешенный на горизонтальной оси, приваренной концами к стенкам корпуса питателя;

2) расстояние между торцом стола питателя и ведомыми звездочками скребковой цепи обеспечивается достаточным для того, чтобы топливо не попадало на звездочки.

90. Над транспортируемым питателем слоем топлива максимально ближе к бункеру устанавливается датчик технологической защиты, действующей при прекращении выхода топлива из бункера на включение в работу штатных средств побуждения движения топлива в бункере.

91. В системах пылеприготовления с молотковыми мельницами длины выходного патрубка скребкового питателя и входного топливного патрубка мельницы принимаются равными длине размольной камеры мельницы.

92. Трасса течки сырого топлива от питателя к мельнице принимается прямолинейной, без изломов и максимально приближенной к вертикали.

93. Прохождение топлива по течке производится без помех. Минимальная интенсивность абразивного износа топливом стенок течки достигается исполнением течки со строго прямоугольным поперечным сечением и закруглением внутренних углов металлическими вогнутыми накладками.

94. Надежная работа течки обеспечивается при изготовлении ее узких боковин из половинок разрезанной вдоль трубы диаметром 800 мм и исполнением "рабочих" стенок течки большей толщины и защитой ее поверхности от износа наваренными поперечно по всей длине течки арматурными прутками диаметром от 16 до 20 мм.

95. Участок течки между питателем и мигалкой принимается строго вертикально.

96. В прямоугольной течке сырого топлива рекомендуется установка нестандартных двухлепестковых мигалок с углового наклона клапанов к горизонту в закрытом положении 70 градусов и наклепкой на рабочей поверхности клапанов конвейерной ленты.

97. В компоновке с молотковой мельницей длины поперечного сечения течки, размольной камеры мельницы и выходного патрубка скребкового питателя принимаются равными.

98. В компоновке с тангенциальной молотковой мельницей течку сырого топлива выполняется смежной с расположенным под ней газовоздухопроводом сушильно-вентилирующего агента.

99. Требования к схеме, компоновке и оснащению арматурой к датчикам контрольно-измерительных приборов газовоздухопроводов перед мельницей:

1) ведется оперативный контроль за расходом сушильно-вентилирующего агента;

2) ведется регулирование температуры подаваемого в мельницу сушильного агента;

3) ведется оперативное снижение температуры сушильного агента в экстремальных режимах работы систем пылеприготовления;

4) производится плотное отключение подачи сушильного агента в мельницу;

5) ведется равномерное распределение сушильно-вентилирующего агента по длине ротора молотковой мельницы.

100. Пылепроводы выполняются сварными с минимально возможным количеством фланцев, ограничивающих быстро изнашиваемые участки.

101. Конструкция и компоновка пылепроводов выполняется исключающей возможность отложения в них пыли и обеспечивающей равномерность распределения транспортирующего агента и пыли по пылепроводам 75 %.

102. В системах пылеприготовления с промежуточным бункером и подачей пыли к горелкам горячим воздухом короб первичного воздуха располагается выше пылепроводов. Участки пылепроводов перед смесителями пыли выполняются с уклоном 10 градусов в сторону последних.

103. На отводах пылепроводов от короба первичного воздуха между шибером и смесителем пыли устанавливаются расходомерные органы для контроля за расходом транспортирующего агента и дроссельные вставки, выравнивающие аэродинамическое сопротивление пылепроводов.

104. Для продувки забитых пылью пылепроводов сжатым воздухом на их прямых участках через каждые 6 м и на поворотах пылепроводов устанавливаются с наклоном в сторону движения транспортирующего агента штуцера диаметром 30 мм с плотными крышками на резьбе.

105. Повороты пылепроводов изготовляются из износостойких материалов, исключающих интенсивный локальный износ стенок.

106. Радиусы поворотов пылепроводов в системах пылепроводов высокой концентрации принимаются не менее 1000 мм.

107. Трассу пылепровода рециркуляции сушильного агента с напорной стороны мельничного вентилятора к мельнице выполняются подъемно-опускной с утлого наклона к горизонту 45 градусов и с установкой регулирующего клапана в сечении перегиба трубопровода.

108. На течках возврата пыли в мельницу из внутреннего и наружного конусов сепаратора и на общей течке возврата устанавливаются клапанные затворы-мигалки для предотвращения попадания горячего воздуха в сепаратор. На течке пыли под циклоном последовательно устанавливаются две мигалки, между которыми размещаются металлическая сетка для очистки поступающей в бункер пыли от щепы и мусора.

109. Принимаются средства для отбора давления потока пылегазовоздушной смеси по тракту системы пылеприготовления, используемого в качестве импульса для контрольно-измерительных приборов и автоматики технологических защит и сигнализации, обеспечивающие защиту от попадания пыли в импульсные линии и сокращать амплитуду пульсаций.

Приложение 22 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по анализу изменения удельных расходов топлива на электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по анализу изменения удельных расходов топлива на электростанциях (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для анализа изменения удельных расходов топлива на электростанциях.

Методические указания являются рекомендацией, по обеспечению единого методологического подхода при эффективном распределении общего расхода топлива энергетическими котлами электростанций между отпускаемыми тепловой и электрической энергией.

2. В настоящих Методических указаниях в качестве первичных звеньев, определяющих уровень экономичности производства энергии на электростанциях, приняты подгруппы оборудования электростанций. Изменение удельного расхода топлива по подгруппе обуславливается изменением экономичности оборудования, соотношением выработки электроэнергии и отпуска тепла внешним потребителям за счет пара частично или полностью отработавшего в турбоагрегатах. При неизменных показателях по каждой из подгрупп оборудования удельный расход топлива по группе оборудования и электростанции в целом определяется изменением доли участия каждой из подгрупп оборудования в общем отпуске энергии группой оборудования электростанции.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) подгруппа оборудования - совокупность пылеугольных, газомазутных котлов и совместно работающих с ними конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара соответствующего давления свежего пара. Для энергоблоков - одинаковой мощности;

2) группа оборудования

совокупность пылеугольной или газомазутной подгрупп;

3) экономичность оборудования

уровень ремонтного и эксплуатационного обслуживания, средние электрические и тепловые нагрузки.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Анализ изменения удельного расхода топлива на электроэнергию

4. Анализ изменения экономичности оборудования и изменения эффективности теплофикации производится с использованием показателей раздельного производства электроэнергии и тепла, соответствующих используемым ранее показателям конденсационного цикла. Анализ изменения удельных расходов топлива состоит из двух этапов - анализа показателей раздельного производства электроэнергии и тепла и анализа эффективности теплофикации.

5. При определении влияния каждой из подгрупп оборудования наличие у показателя подстрочного индекса а означает его принадлежность к анализируемому, индекса б

к базовому периоду (по отношению к которому определяются составляющие изменения удельного расхода топлива). Подстрочный индекс i указывает на принадлежность показателя к подгруппе оборудования, если индекс i отсутствует.

6. Влияние каждой из подгрупп оборудования на изменение удельного расхода топлива по электростанции на электроэнергию, за счет изменения факторов при раздельном производстве производится по формулам:

1) изменение удельного расхода топлива в зависимости от экономичности оборудования:

(1)

(2)

где - удельный расход топлива на электроэнергию при раздельном производстве, грамм/кило Ватт час (далее - г/(кВт

ч);

_i^э

экономичность оборудования;

Э_от - отпуск электроэнергии, тысяч кило Ватт час (далее - тыс. кВт

ч);

2) изменение удельного расхода топлива в зависимости от структуры отпуска электроэнергии:

(3)

3) изменение удельного расхода топлива всего по подгруппе оборудования:

. (4)

7. Влияние каждой из подгрупп оборудования на изменение удельного расхода топлива на электроэнергию, за счет изменения факторов при совместном производстве:

1) соотношения объемов выработки электроэнергии и отпуска тепла отработавшим паром определяются по формуле:

(5)

где - удельная экономия топлива по отпуску электроэнергии, уровень которой определяется соотношением выработки электроэнергии и отпуска тепла отработавшим паром, г/(кВт

ч):

(6)

где b_эi - фактический удельный расход топлива на электроэнергию, г/(кВт

ч);

2) изменение удельного расхода топлива в зависимости структуры отпуска электроэнергии:

(7)

3) изменение удельного расхода топлива всего по подгруппе оборудования:

(8)

4) итого по подгруппе оборудования:

. (9)

8. Влияние на удельный расход топлива в целом по электростанции каждой (с подстрочным индексом k) из n групп оборудования по каждому (с надстрочным индексом l) из m факторов сумме влияний пылеугольной и газомазутной подгрупп данной группы оборудования по данному фактору определяется по формуле:

. (10)

9. Влияние на удельный расход топлива в целом по электростанции каждой из групп оборудования всего - сумме влияний данной группы оборудования по всем m факторам определяется по формуле:

. (11)

10. Влияние на удельный расход топлива в целом по электростанции всех n подгрупп (или q групп) оборудования по всем m факторам определяется по формуле:

. (12)

11. Изменение абсолютного расхода топлива по каждому из факторов определяется как произведение значений изменения удельного расхода топлива и отпуска электроэнергии электростанцией в анализируемом периоде.

Глава 3. Анализ изменения расхода топлива на тепловую энергию

12. Влияние каждой из подгрупп оборудования на изменение удельного расхода топлива на тепловую энергию, при раздельном производстве за счет изменения каждого из следующих факторов:

1) изменение удельного расхода топлива в зависимости от экономичности оборудования определяется по формуле:

(13)

где

- удельный расход топлива по энергетическим котлам при раздельном производстве (не учитывает затрат электроэнергии на теплофикационную установку), килограмм/Гигакалорий, (далее - кг/Гкал);

b_пвк - удельный расход топлива по пиковым водогрейным котлам, кг/Гкал;

- доля отпуска тепла энергетическими (свежим паром, через открытые распределительные устройства (далее

ОРУ), из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов) и пиковыми водогрейными котлами подгруппы оборудования в общем отпуске его электростанцией Q_от:

(14)

(15)

2) изменение удельного расхода топлива в зависимости от структуры отпуска тепла определяется по формуле:

(16)

где

- средний по электростанции удельный расход топлива при раздельном производстве, не учитывающий затрат электроэнергии на теплофикационную установку, кг/Гкал;

3) расход энергии на теплофикационную установку определяется по формуле:

(17)

где Э _тепл.i - затраты электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. кВт

ч;

4) расход энергии всего по подгруппе оборудования определяется по формуле:

(18)

13. При совместном производстве (изменяется эффективность теплофикации):

1) соотношения объемов выработки электроэнергии и отпуска тепла отработавшим паром определяется по формуле:

(19)

где

- удельная экономия топлива по отпуску тепла, уровень которой определяется соотношением выработки электроэнергии и отпуска тепла отработавшим паром, кг/Гкал:

(20)

где - фактический удельный расход топлива по энергетическим котлам, не учитывающий затрат электроэнергии на теплофикационную установку, кг/Гкал;

2) структуры отпуска тепла:

(21)

3) расход энергии на теплофикационную установку:

(22)

4) всего по подгруппе оборудования:

(23)

. (24)

14. Влияние на удельный расход топлива в целом по электростанции каждой из групп оборудования, каждого из факторов определяется по формулам:

1) общее изменение удельного расхода топлива по электростанции определяется по формуле:

(25)

2) Изменение абсолютного расхода топлива по каждому из факторов определяется как произведение значений изменения удельного расхода топлива и отпуска тепла электростанцией в анализируемом периоде.

Глава 4. Анализ удельных расходов топлива, не содержащихся в отчетах электростанций

15. Удельный расход топлива на выработку электроэнергии при раздельном производстве определяется по формуле:

(26)

где b_э - фактический удельный расход топлива, г/(кВт

ч)

- коэффициент увеличения расхода топлива на выработку электроэнергии при раздельном производстве (при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям от турбоагрегатов).

16. По пиковым водогрейным котлам фактический удельный расход топлива и удельный расход топлива при раздельном производстве равны между собой, определяется по формуле:

(27)

где В_пвк - количество условного топлива, израсходованного пиковыми водогрейными котлами, тонн;

- отпуск тепла внешним потребителям пиковыми водогрейными котлами, Гкал.

17. Фактический удельный расход топлива по энергетическим котлам без учета затрат электроэнергии на теплофикационную установку определяется по формуле:

(28)

где В_тэ - общий расход условного топлива на отпуск тепла, тонн;

Э_тепл - расход электроэнергии на теплофикационную установку, тыс. кВт

ч;

- отпуск тепла внешним потребителям, обеспеченный энергетическими котлами (свежим паром, из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов), Гкал:

(29)

где Q_от - общий отпуск тепла внешним потребителям, Гкал.

18. Фактический удельный расход топлива по энергетическим котлам при раздельном производстве определяется по формуле:

(30)

где

- коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами на тепло при раздельном производстве (при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям от турбоагрегатов).

19. Фактический удельный расход топлива по энергетическим и пиковым водогрейным котлам без учета затрат электроэнергии на теплофикационную установку определяется по формуле:

. (31)

20. Фактический удельный расход топлива по энергетическим и пиковым водогрейным котлам при раздельном производстве определяется по формуле:

. (32)

21. Фактический удельный расход топлива на энергетические и пиковые водогрейные котлы в среднем при раздельном производстве с учетом затрат электроэнергии на теплофикационную установку определяется по формуле:

(33)

Глава 5. Анализ влияния показателей котлов и турбоагрегатов на удельный расход топлива по электростанции

22. Определение влияния показателей котлов и турбоагрегатов на удельный расход топлива по электростанции определяется по формулам:

1) при раздельном производстве:

(34)

где

(35)

2) по энергетическим котлам при раздельном производстве:

(36)

3) эффект теплофикации по отпуску электроэнергии:

(37)

где

(38)

4) эффекта теплофикации по отпуску тепла:

(39)

23. Расчет предварительных значений влияния каждого j-го промежуточного показателя на изменение удельного расхода топлива i-й подгруппы оборудования определяется по формулам:

1) определенных по формуле (34):

(40)

2) по формуле (36):

(41)

3) по формуле (37):

(42)

4) по формуле (39):

(43)

где П_ijч и П_ijз - значения каждого из промежуточных показателей соответственно в числителе и в знаменателе соответствующих формул.

24. Определение суммы предварительных значений влияния всех показателей, входящих в формулу (34) определяется по формуле:

(44)

в формулу (36):

(45)

в формулу (37):

(46)

в формулу (39):

. (47)

25. Расчет уточненных значений влияния каждого из промежуточных показателей на удельные расходы топлива подгруппы оборудования определяется по формуле:

(48)

(49)

(50)

(51)

26. Определение значения влияния каждого из промежуточных показателей на удельный расход топлива по электростанции в целом определяется по формуле:

(52)

(53)

(54)

(55)

27. Пример расчета влияния промежуточных показателей на изменение удельных расходов топлива подгруппы оборудования согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Приложение к Методическим указаниям по анализу изменения удельных расходов топлива на электростанциях

Пример расчета влияния промежуточных показателей на изменение удельных расходов топлива подгруппы оборудования

1. Исходные значения удельных расходов топлива по подгруппе оборудования:

1) удельный расход топлива по базовому периоду подгруппы оборудования

= 367,834 г/(кВт

ч);

2) удельный расход топлива по анализируемому периоду подгруппы оборудования

= 415,521 г/(кВт

ч);

3) эффект теплофикации по базовому периоду подгруппы оборудования

= 65,842;

4) эффект теплофикации по анализируемому периоду подгруппы оборудования

= 72,633;

5) удельный расход топлива по электростанции котлами и турбоагрегатами при раздельном производстве

= 47,687 г/(кВт

ч);

6) эффект теплофикации по отпуску электроэнергии

= 6,791;

7) удельный расход топлива по электростанции по энергетическим котлам при раздельном производстве по базовому периоду

= 174,324 г/(кВт

ч);

8) удельный расход топлива по электростанции по энергетическим котлам при раздельном производстве по анализируемому периоду

= 188,558 г/(кВт

ч);

9) изменение удельного расхода топлива на теплофикацию по базовому периоду

= 31,203;

10) изменение удельного расхода топлива на теплофикацию по анализируемому периоду

= 32,960;

11) изменение удельного расхода топлива по электростанции по энергетическим котлам при раздельном производстве

= 14,234;

12) эффект теплофикации по электростанции по отпуску тепла при раздельном производстве

= 1,757.

2. Исходные значения анализируемых показателей изменения удельных расходов топлива и результаты расчетов приведены в таблицах 1 и 2 настоящего приложения

Таблица 1.

Исходные значения анализируемых показателей и результаты расчетов

Промежуточный показатель			Значение влияния промежуточного показателя на изменение
Условное обозначение	Значение в периоде
	базовом	анализируемом	предварительное	уточненное	предварительное	уточненное
-	-	-	40	47	41	48
	2083	2142	10,419	10,946	-	-
100 +	101,0	102,0	3,642	3,826	-	-
100 +	101,2	102,2	-	-	1,723	1,762
	90,0	87,0	12,684	13,325	6,011	6,148
кQ	1,0	1,0	0,0	0,0	0,0	0,0
100	98,0	97,0	3,792	3,984	1,797	1,838
100	94,03	91,28	11,082	11,642	5,252	5,372
100	98,5	97,0	-	-	-2,655	-2,715
	98,5	97,5	3,773	3,964	1,788	1,829
1 -	0,3522	0,3444	-	-	-	-
	0,5082	0,5012	-	-	-	-
			44*	-	45*	-
Итого			45,392	47,687	13,916	14,234
* Номер расчетной формулы.

Таблица 2.

Исходные значения анализируемых показателей и результаты расчетов

Промежуточный показатель	Значение влияния промежуточного показателя на изменение
Условное обозначение
	предварительное	уточненное	предварительное	уточненное
	42*	49*	44*	50*
	1,865	2,199	-	-
100 +	0,652	0,769	-	-
100 +	-	-	0,308	0,395
	2,270	2,676	1,076	1,380
кQ	0,0	0,0	0,0	0,0
100	0,679	0,800	0,322	0,413
100	1,984	2,339	0,940	1,205
100 -	-	-	-0,475	-0,609
	0,675	0,796	0,320	0,410
1 -	-1,458	-1,719	-0,691	-0,886
	-0,907	-1,069	-0,430	-0,551
	46*	-	47*	-
Итого	5,760	6,791	1,370	1,757
* Номер расчетной формулы.

Приложение 23 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены измерения расхода мазута на тепловых электростанциях (далее

ТЭС).

Организация и выполнение измерений расхода мазута производится на ТЭС и распространяется на расходомерные, специальные суживающие устройства (далее - ССУ).

2. В настоящих методических указаниях определяются условия выполнения измерений, требования к методам и средствам измерений, характеристикам погрешностей измерений, порядок подготовки и выполнения измерений, способ обработки результатов измерений для получения результатов измерений с допускаемыми значениями погрешности измерений в стационарном режиме работы ТЭС.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) мазут

топливо нефтяное, получаемое из продуктов переработки нефти, газоконденсатного сырья и предназначенное для транспортных средств, стационарных котельных и технологических установок;

2) суживающее устройство

техническое устройство, устанавливаемое в измерительном трубопроводе со сквозным отверстием для создания перепада давления среды путем уменьшения площади сечения трубопровода (сужения потока);

3) система измерительная - совокупность средств измерений и вспомогательных устройств, соединенных между собой каналами связи, размещенных в разных точках контролируемого пространства с целью измерения одной или нескольких физических величин, свойственных этому пространству;

4) планиметр - прибор, служащий для простого механического определения площадей (интегрирования) замкнутых контуров, прорисованных на плоской поверхности.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Сведения об измеряемом параметре

4. Измерение расхода мазута для котлов, работающих на мазуте, выполняется на каждом магистральном мазутопроводе от мазутонасосной до котельной и мазутопроводе рециркуляции от котельной, напорном мазутопроводе котла до регулирующего клапана, на линии рециркуляции от котла, мазутопроводе подачи мазута к каждой форсунке котла.

Для котлов, где мазут является растопочным или резервным топливом, измерение расхода мазута выполняется на каждом магистральном мазутопроводе от мазутонасосоной до котельной и мазутопроводе рециркуляции от котельной.

5. Основные требования к параметрам мазута:

1) вязкость мазута для механических и паромеханических форсунок не более 1,6^.10^-6, квадратный метр /секунда (далее - м²/с) в соответствии с требованиями для вязкости топлива перед механическими и паромеханическими форсунками. В случае если вязкость по техническим условиям отличается от рекомендуемой, применять вышеуказанную;

2) для паровых и ротационных форсунок не более 4,4^.10^-5 м²/с в соответствии с требованиями для вязкости топлива перед паровыми и ротационными форсунками. В случае если вязкость по техническим условиям отличается от рекомендуемой, применять вышеуказанную;

3) температура мазута в зависимости от типа топочных форсунок, исходя из местных инструкций.

Глава 3. Условия выполнения измерений и характеристики погрешности измерений

6. Измерение расхода мазута осуществляется измерительной системой, составные элементы которой расположены в разных внешних условиях.

Диапазон изменения температуры окружающей среды на местах установки элементов измерительной системы применяется согласно таблице 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

7. Допустимые значения погрешности во всем диапазоне изменений внешних влияющих величин при выполнении измерений расхода мазута применяются согласно таблице 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

8. Допустимые значения погрешностей при применении информационно-измерительной системы (далее

ИИС) или информационно-вычислительной системы (далее

ИВК) в комплекте с датчиками расхода применяются в согласно таблице 3 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

9. Результаты измерений расхода мазута при стационарном режиме:

1) расход - 36,9 тонн/час (далее - т/ч);

2) погрешность - D от -1,6 до +1,6, т /ч;

3) давление - Р = 0,95 Паскаль (далее - Па).

4) условия измерений - температура мазута 125

С, плотность мазута 867,1 килограмм/кубический метр, (далее - кг/м³).

10. Для нестационарного режима работы котлов погрешность измерений расхода мазута не нормируется.

Глава 4. Метод измерений и структура измерительной системы расхода мазута с применением специальных суживающих устройств

11. Метод измерений расхода мазута основан на зависимости перепада давления, образующегося в ССУ, в результате частичного перехода потенциальной энергии потока в кинетическую энергию. Перепад давления, образующийся в ССУ, по соединительным линиям передается на измерительный преобразователь, где измеряется и преобразуется в унифицированный электрический сигнал.

Результаты измерений выводятся на средства представления информации непосредственно структурной схемы измерительной системы согласно рисункам 1 и 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям или через ИИС или ИВК в единицах расхода, согласно рисунку 3 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

12. При измерении расхода мазута с помощью ИИС или ИВК выходная информация от измерительного преобразователя в виде унифицированного токового сигнала подвергается преобразованиям агрегатными системами измерения (далее

СИ) и в виде кодового сигнала поступает в вычислительный комплекс для автоматической обработки результатов измерений, расчета технико-экономических показателей (далее

ТЭП) и управления технологическим процессом.

13. Типы, технические и метрологические характеристики СИ, входящих в измерительную систему расхода мазута с применением специальных суживающих устройств, структурной схемы измерительной системы согласно рисункам 1 и 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям, представляются согласно таблице 4 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

14. Типы, технические и метрологические характеристики вспомогательных СИ представляются согласно таблице 5 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям. В системе измерений с использованием ИИС (ИВК), представляется согласно рисунку 3 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям, в каждом конкретном случае компоновка структурной схемы индивидуальна.

15. Геометрические параметры ССУ, кольцевых камер, разделительных сосудов и их установка обеспечиваются заводом-изготовителем и эксплуатирующей организацией.

Глава 5. Порядок подготовки и выполнения измерений расхода мазута с применением специальных суживающих устройств

16. Перед началом выполнения измерений проверяются:

1) правильность выполнения монтажа элементов измерительной системы;

2) соответствие выбора и установки разделительных сосудов требованиям;

3) отсутствие следов коррозии, механических повреждений на элементах измерительной системы;

4) качество тепловой изоляции в местах установки ССУ и разделительных сосудов;

5) наличие разделительной жидкости в сосудах;

6) герметичность тракта передачи импульсов перепада давления (отсутствие течей в вентилях, арматуре ССУ, разделительных сосудах, соединительных линиях, измерительном преобразователе);

7) надежность заземления СИ;

8) наличие акта освидетельствования скрытых работ по монтажу и акта ревизии (установки) ССУ;

9) наличие действующих калибровочных клейм и сертификатов о калибровке ССУ, первичных измерительных преобразователей, регистрирующих средств измерений.

17. Проверка производится в соответствии с проектной документацией, руководством по эксплуатации элементов измерительной системы, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

18. При обнаружении несоответствия вышеизложенным требованиям не проводится измерения до его устранения.

19. После осмотра и устранения дефектов подается напряжение питания на элементы измерительной системы.

20. Проверяется правильность функционирования и проводятся операции по выполнению измерений в соответствии с руководствами по эксплуатации всех элементов измерительной системы.

21. Для контроля за технологическим процессом производится одновременное включение в режим измерений и регистрации СИ расхода, температуры и давления мазута.

Глава 6. Обработка результатов измерений расхода мазута с применением специальных суживающих устройств

22. Обработка результатов измерений расхода мазута заключается в определении количества мазута за определенный отрезок времени с внесением поправочных коэффициентов при отклонении параметров мазута (температуры, давления, плотности и вязкости) от расчетных значений.

23. Массовый расход жидкостей Q_м, килограмм/секунда, и объемный расход Q_О, кубический метр/секунда, вычисляются по формулам соответственно:

(1)

(2)

где

коэффициент расхода, в соответствии типов ССУ;

поправочный множитель на расширение измеряемой среды, для мазута

= 1;

d

диаметр отверстия ССУ в рабочих условиях, метр, (далее

м);

p

перепад давления в ССУ, Па;

плотность мазута в рабочих условиях, кг/м³.

24. Расчет количества мазута за определенный промежуток времени:

1) средний расход мазута для j-й измерительной системы

,т/ч определяется по формуле:

(3)

где

число циклов опроса за интервал усреднения в соответствии с программой;

расход мазута в i

м цикле опроса, т/ч;

2) количество мазута Q

тонн, за определенный промежуток времени определяется по формуле:

(4)

где

заданный промежуток времени;

средний расход мазута за время

, т/ч;

3) количество мазута, измеренное расходомерным устройством (регистрирующим прибором с ленточной диаграммой и равномерной шкалой) за заданный промежуток времени, выраженное в единицах массы (Q_м

_, тонн) или объема (Q_о

_, кубический метр (далее - м³)), определяются в соответствии с формулами:

(5)

(6)

где С_Qу

постоянная расходомерного устройства;

N_пл

планиметрическое число, полученное по показаниям полярного планиметра, определяемое в соответствии с инструкцией по эксплуатации планиметра, квадратный сантиметр, (далее - см²), устанавливаемого согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений";

B

ширина ленточной диаграммы, сантиметр, (далее - см);

L

длина ленточной диаграммы, см;

K₀

коэффициент коррекции расхода на тепловое расширение материала ССУ;

коэффициент коррекции расхода на плотность мазута при определении массового расхода

;

коэффициент коррекции расхода на плотность мазута при определении объемного расхода

;

4) постоянная расходомерного устройства C_Qу определяют по формуле:

(7)

где

- коэффициент расхода, принимается в зависимости от геометрической характеристики насадки;

d₂₀ - значение диаметра отверстия СУ при температуре 20

С;

- перепад давления на сужающем устройстве;

5) количество мазута, (Q_м

, Q_о

) измеренное расходомерным устройством (регистрирующим прибором с дисковой диаграммой и равномерной шкалой), определяется по следующим формулам:

(8)

(9)

где N_п

планиметрическое число по отсчету пропорционального планиметра, % определяемое в соответствии с инструкцией по эксплуатации планиметра, согласно ГОСТ 8.586.5-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений";

6) количество мазута (Q_м

, Q_о

), измеренное расходомерным устройством (регистрирующим прибором с дисковой диаграммой и неравномерной шкалой), определяется по следующим формулам:

(10)

(11)

где N_К

планиметрическое число по отсчету корневого планиметра, определяемое в соответствии с инструкцией по эксплуатацией установленного корневого планиметра.

25. Расчет суточного значения количества мазута измеряемого ССУ (износоустойчивой диафрагмой), при угловом способе отбора перепада давления производится, согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

26. К выполнению измерений с помощью ИИС или ИВК и обработке их результатов допускаются лица, прошедшие специальное обучение и имеющие квалификацию, при:

1) выполнении измерений - электрослесарь третьего или четвертого разряда;

2) обработке результатов измерений - техник или инженер-метролог, и специалисты производственно-технического отдела электростанции.

Глава 8. Требования техники безопасности при измерении расхода мазута с применением специальных суживающих устройств

27. При выполнении измерений расхода мазута соблюдаются требования техники безопасности, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859).

28. К выполнению измерений в соответствии с настоящими Методическими указаниями допускаются лица, имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже третьей в электроустановках до 1000 Вольт (далее

В).

Глава 9. Требования к выбору и установке разделительных сосудов при измерении расхода мазута с применением специальных суживающих устройств

29. На импульсных трубках устанавливаются сосуды с разделительными жидкостями с целью предотвращения попадания мазута в соединительные импульсные трубки и дифманометр во избежание их закупорки и засорения. Разделительные сосуды располагаются на одинаковом между собой уровне и максимально близко к ССУ.

30. В целях повышения надежности работы сосудов и исключения дополнительной погрешности за счет изменения плотности от изменения температуры сосуды обогреваются протекающим по трубопроводу нагретым мазутом. Для этого сосуды прикрепляются вплотную к трубопроводу и покрываются общей теплоизоляцией. Разделительная жидкость подбирается таким образом, чтобы она химически не взаимодействовала с измеряемой средой (мазутом), не смешивалась с ней, не давала отложений и не воздействовала на материал соединительных линий, разделительных сосудов и внутренней полости дифманометра.

31. Уровни разделительной жидкости в сосудах поддерживаются одинаковыми при нулевом перепаде давления. Разделительная жидкость применяется с плотностью большей плотности мазута.

32. В качестве разделительных жидкостей применяется:

1) водоглицериновая смесь (1:1 по объему), плотностью при 20 градусах Цельсия, (далее - ⁰С)

1130 кг/м³;

2) водоэтиленгликолевая смесь (1:1 по объему), плотностью при 20⁰С

1070 кг/м³.

33. Вследствие разности плотностей мазута r_м и разделительной жидкости r_p возникает погрешность измерения во всех случаях, когда поверхности раздела между мазутом и разделительной жидкостью в обоих сосудах не находятся на одном уровне.

Для исключения или учета этой погрешности:

1) при расчете ССУ учитывается перемещение уровней раздела в разделительных сосудах. При этом расчетный перепад давления Dр, Па определяется по формуле:

Dр = Dр_макс + 8V_и(r_p

r_м)q /

, (12)

где Dр_макс

максимальный перепад давления дифманометра, Па;

V_и

измерительный объем дифманометра, м³;

r_p

плотность разделительной жидкости, кг/м³;

r_м

плотность мазута, кг/м³;

q

ускорение свободного падения, метр/секунда в квадрате, (далее - м/с²);

d_с

внутренний диаметр разделительного сосуда, м.

2) измерительный объем дифманометра V_и определяется по формуле:

(13)

где D_м

диаметр мембраны или средний диаметр сильфона дифманометра, м;

h

полный ход мембраны или сильфона, м.

3) если расчет ССУ выполняется без учета перемещения уровней раздела в разделительных сосудах, то определяется дополнительная погрешность измерения расхода мазута dQ_рс (%), вносимая разделительными сосудами по формуле:

; (14)

4) в условиях эксплуатации при выборе разделительных сосудов определяется внутренний диаметр сосуда при заданном значении погрешности по формуле:

. (15)

Уравнения (1), (3) и (4) справедливы для случая

.

34. При применении микропроцессорных датчиков расхода из-за незначительных объема камеры датчика и хода мембраны, дополнительная погрешность вносимая разделительными сосудами, не учитывается.

35. Расчет перепада давления

р с учетом перемещения уровней раздела в разделительных сосудах и среднеквадратической относительной погрешности, вносимой разделительными сосудами производится согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

Приложение 1 к Методическим указаниям по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях

Таблица 1

Диапазон изменения температуры окружающей среды на местах установки элементов измерительной системы

№ п/п	Элемент измерительной системы	Диапазон изменения температуры окружающей среды, С
1	2	3
1	Первичный измерительный преобразователь	5-35
2	Линии связи электрические	5-60
3	Регистрирующий прибор, блок корнеизвлечения	15-35
4	Агрегатные СИ ИИС или ИВК	15-35

Таблица 2

Допустимые значения погрешностей при выполнении измерений расхода мазута с применением ССУ

№ п/п	ССУ	Диапазон измерения расхода, %
		30	50	70	90
		Относительная погрешность, %
1	2	3
1	Сопло "Четверть круга", цилиндрическое сопло, диафрагма с коническим входом	7,4	5,2	4,4	4,0
		6,2	4,7	4,1	3,9
2	Сегментная диафрагма, двойная диафрагма, износоустойчивая диафрагма	7,2	4,9	4,1	3,7
		6,0	4,3	3,7	3,5
3	Сопло "Четверть круга", цилиндрическое сопло, диафрагма с коническим входом	4,3	3,7	3,5	3,4
4	Сегментная диафрагма, двойная диафрагма, износоустойчивая диафрагма	3,9	3,3	3,1	3,0
5	Сопло "Четверть круга", цилиндрическое сопло, диафрагма с коническим входом

Таблица 3

Допустимые значения погрешностей при выполнении измерений расхода мазута с применением ССУ с применением ИИС и ИВК

№ п/п	Наименование ССУ	Диапазон измерения расхода, %
		30	50	70	90
		Относительная погрешность, %
1	Сопло "Четверть круга", цилиндрическое сопло, диафрагма с коническим входом	3,1	2,6	2,4	2,3
2	Сегментная диафрагма, двойная диафрагма, износоустойчивая диафрагма	2,6	1,9	1,7	1,6

Таблица 4

Типы, технические и метрологические характеристики СИ, входящих в измерительную систему расхода мазута с применением специальных суживающих устройств

№ п/п	Наименование	Назначение
1	2	3
1	Специальные сужающие устройства	Формирование измерительного сигнала перепада давления
2	Преобразователь измерительный	Преобразование разности давления в унифицированный электрический сигнал
		Преобразование разности давления в унифицированный токовый выходной сигнал
		Преобразование избыточного давления в унифицированный электрический сигнал
3	Термопреобразователь сопротивления	Измерение температуры
4	Устройство измерения и регистрации	Представление информации измеряемого параметра (расхода, давления)
		Представление информации измеряемого параметра (расхода, давления, температуры)
		Представление информации измеряемого параметра (температуры)
5	Преобразователь измерительный	Преобразование разности давления в унифицированный токовый выходной сигнал
6	Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом	Измерение температуры и преобразование в токовый унифицированный сигнал
7	Блок питания	Питание датчиков с унифицированным выходным сигналом.
8	Блок питания и корнеизвлечения	Питание датчиков и линеаризация унифицированного выходного сигнала
9	Блок извлечения корня	Линеаризация унифицированного токового сигнала
10	Устройства измерения и регистрации	Представление информации измеряемого параметра (расхода, температуры, давления)
		Представление информации измеряемого параметра, регистрация

Таблица 5

Типы, технические и метрологические характеристики вспомогательных СИ с использованием ИИС (ИВК)

№ п/п	Наименование	Назначение
1	2	3
1	Сосуды разделительные	Защита дифманометров от воздействия агрессивных сред
2	Камеры кольцевые	Установка ССУ
3	Ареометры для нефти	Определение плотности
4	Вискозиметр	Определение кинематической вязкости
5	Корневые планиметры	Обработка дисковых диаграмм с неравномерными шкалами
6	Пропорциональные планиметры	Обработка дисковых диаграмм с равномерными шкалами
7	Полярные планиметры	Обработка ленточных диаграмм с равномерными шкалами

Приложение 2 к Методическим указаниям по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях

Рисунок 1. Структурная схема измерительной системы с непосредственным выведением средств предоставления информации:

1

специальное сужающее устройство; 2

соединительные (импульсные линии); 3

разделительные сосуды; 4

измерительный преобразователь;

5

линии связи для передачи электрического сигнала; 6

регистрирующее средство изменений

Рисунок 2. Структурная схема измерительной системы с блоком корнеизвлечения и блоком питания измерительных преобразований:

1

специальное сужающее устройство; 2

соединительные сосуды; 3

разделительные сосуды; 4

измерительный преобразователь; 5

линии связи для передачи электрического сигнала; 6

блок корнеизвлечения; 7

регистрирующее СИ; 8

блок питания измерительных преобразований

Рисунок 3. Структурная схема измерительной системы с предоставлением информации через ИИС или ИВК в единицах расхода:

1

специальное сужающее устройство; 2

соединительные линии; 3

разделительные сосуды; 4

измерительный преобразователь; 5

линии связи для передачи электрического сигнала; 6

устройство связи с объектом; 7

блок питания; 8

центральный процессор; 9

средство представления информации; 10 - устройство регистрации

Приложение 3 к Методическим указаниям по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях

Расчет суточного значения количества мазута, измеряемого ССУ (износоустойчивой диафрагмой), при угловом способе отбора перепада давления

1. Исходные данные:

1) температура измеряемой среды t = 125

С (Т = 398,15 Кельвин (далее-К);

2) плотность мазута r₂₀ = 933 кг/м³; r₁₂₅ = 867,1 кг/м³;

3) предел измерения регистрирующего прибора Q = 63 т/ч;

4) предельный номинальный перепад давления

= 1,6 кгс/см² (156906,4 Па);

5) диаметр ССУ d₂₀ = 0,046032 м;

6) коэффициент расхода

= 0,63504;

7) материал ССУ сталь марки 12Х18Н9Т;

8) планиметрическое число, полученное по отсчету полярного планиметра, N_пл = 450 см²;

9) ширина ленточной диаграммы В = 16,0 см;

10) длина ленточной диаграммы L = 48,0 см.

2. Суточное значение количества мазута при применении регистрирующего прибора с равномерными ленточными диаграммами Q_мt тонн, определяется по формуле:

Q_мt = 3,6 t

С_Qу

К_о²

К_r^', (1)

где t - время, в течение которого определяется количество мазута, t = 24 час;

С_Qу - постоянная расходомерного устройства, рассчитанная по формуле:

; (2)

С_Qу = 1 1107

0,63504

0,046032²

= 0,59204;

;

K_о - коэффициент коррекции на тепловое расширение материала ССУ, определяемый по формуле:

К₀ = 1 +

(t - 20), (3)

где

для стали марки 12Х18Н9Т a_e = 15,6; b_e = 8,3; c_e = 6,5;

;

К_о = 1 + 16,54

10^-6 (125 - 20) = 1 + 0,001736 = 1,001736;

- коэффициент коррекции расхода на плотность мазута;

.

3. Суточное значение количества мазута рассчитывается по формуле:

; (4)

Q_мс = 3,6

24

0,59204

0,58594

1,001736²

29,4466=885,65 т/ч, средний расход мазута в течение суток (за 24 часа)

=36,9 т/ч.

Приложение 4 к Методическим указаниям по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях

Расчет перепада давления

р с учетом перемещения уровней
раздела в разделительных сосудах и среднеквадратической относительной погрешности, вносимой разделительными сосудами

1. Исходные данные:

1) дифманометр ДМ-3583М;

2) диаметр мембраны D_м =100 мм = 0,1 м;

3) полный ход мембраны h = 5,0 мм = 0,005 м;

4) номинальный перепад давления

р_макс = 0,4 кгc/cм²= 39227 Па;

5) разделительная жидкость водоглицериновая смесь (1:1 по объему), плотность

_р = 1130 кг/м³;

6) плотность мазута

_м = 945 кг/м³;

7) ускорение свободного падения q = 9,81 м/с²;

8) разделительный сосуд СР-25-2-Б;

9) внутренний диаметр сосуда d_с = 90 мм = 0,09 м.

2. Порядок расчета:

1) определяется измерительный объем V_и дифманометра по формуле (10) настоящих Методических указаний:

м³

3. Определяется перепад давления с учетом перемещения уровней раздела в сосудах по формуле (9) настоящих Методических указаний:

4. Дополнительная погрешность измерения расхода мазута

(%), вносимая разделительными сосудами определяется по формуле (11) настоящих Методических указаний:

среднеквадратическая относительная погрешность составляет:

.

Приложение 24 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по экспресс - оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по экспресс-оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике", устанавливают единые принципы и порядок проведения экспресс-оценочных расчетов по определению эффективности энергосберегающих мероприятий, проводимых на тепловых электростанциях.

2. Методические указания определяют методы экономии топливно-энергетических ресурсов на основе отбора наиболее эффективных мероприятий путем экспресс - оценочных расчетов.

3. Методические указания позволяют без проведения детализированных расчетов с достаточной степенью точности определять из всего состава предполагаемых мероприятий наиболее эффективные.

4. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) простые критерии

критерии без учета фактора времени;

2) интегральные критерии

критерии, рассчитываемые с применением дисконтирования;

3) срок окупаемости

скорость возврата вложенных в мероприятие капитальных вложений;

4) дисконтирование

определение стоимости денежного потока путем приведения стоимости всех выплат к определенному моменту времени;

5) норма дисконта

норма доходности на вложенные средства, требуемая инвестором.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Критерии эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях

6. Эффективность энергосберегающих мероприятий определяется системой критериев, отражающих соотношение затрат на проведение мероприятий и результатов, получаемых на тепловых электрических станциях (далее

ТЭС) от их осуществления. В зависимости от масштабности и значимости мероприятий используются простые или интегральные критерии их экономической эффективности.

7. Простые критерии применяются при оценке эффективности малозатратных мероприятий, характеризующихся:

1) единовременными затратами на проведение мероприятия осуществляются в сроки менее одного года;

2) достигнутые вследствие проведения мероприятия технико-экономические результаты и дополнительные годовые эксплуатационные издержками, вызванными внедрением мероприятия, остаются неизменными в течение последующих лет эксплуатации.

В качестве простых критериев используется срок окупаемости инвестиций.

8. При разработке крупномасштабных мероприятий применяются интегральные критерии, рассчитываемые с применением дисконтирования. Дисконтирование затрат и результатов осуществляется путем приведения будущих затрат и результатов к нынешнему периоду. Современная стоимость будущей суммы определяется с помощью дисконтирующего множителя.

9. В качестве интегральных критериев используются:

1) чистый дисконтированный доход (далее

ЧДД);

2) дисконтированный срок окупаемости инвестиций.

10. Годовой прирост чистой прибыли от внедрения мероприятия (

П_ч) определяется разницей годового прироста балансовой прибыли и платежами и налогами:

П_ч =

П_б -

Н (1)

где

П_б

годовой прирост балансовой прибыли, тенге;

Н

увеличение суммы установленных налогов и других платежей, тенге /год.

11. Годовой прирост балансовой прибыли

П_б определяется по выражению:

П_б =

Р -

U_сум (2)

где

Р

стоимостная оценка технико-экономических результатов осуществления мероприятия, тенге/год:

1)

Р =

В Ц_т,

где

В

экономия топливно-энергетических ресурсов, тонн условного топлива (далее - т у.т.);

Ц_т - средняя цена одной тонны условного топлива на момент осуществления мероприятия;

U_сум - суммарный прирост годовых эксплуатационных издержек, вызванный осуществлением мероприятия, тенге/год:

2)

U_сум =

U_ам +

U_э

где

U_ам

прирост амортизационных отчислений, тенге/год;

U_э

дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные осуществлением мероприятия, без амортизационных отчислений, тенге/год.

12. Годовой прирост чистой прибыли

П_ч с учетом формулы (2) определяется:

П_ч =

Р -

U_сум -

Н (3)

13. Критерием эффективности мероприятия является условие:

П_ч > 0 (4)

14. Срок окупаемости инвестиций (Т_ок)

наименьший отрезок времени, в течение которого единовременные затраты на проведение мероприятия возмещаются за счет приростов чистой прибыли и амортизационных отчислений:

(5)

где К_м

капитальные вложения на проведение мероприятия, тенге.

15. Критерием эффективности мероприятия является неравенство:

Т_ок

Т_пр, (6)

где Т_пр - срок окупаемости, приемлемый для участвующих в финансировании мероприятия.

16. Выбор наиболее эффективных из нескольких намечаемых мероприятий производится по максимальным значениям чистой прибыли при приемлемом сроке окупаемости:

П_ч

max при Т_ок

Т_пр (7)

17. ЧДД определяется как разность за расчетный период между стоимостной оценкой технико-экономических результатов и затратами определяется:

(8)

где Т

расчетный период эффективности энергосберегающих мероприятий, от 10 до 15 лет;

Р_t

стоимостная оценка технико-экономических результатов в году t, тенге/год;

U_эt

дополнительные годовые эксплуатационные издержки в году t, вызванные проведением мероприятия, без амортизационных отчислений на реновацию, тенге/год;

K_мt

капитальные вложения в году t на проведение мероприятия, тенге/год;

Н_t

увеличение налогов и платежей в году t, тенге/год;

Л_t

ликвидационная стоимость основных фондов в году t, тенге/год;

(1 + е)^1-t

коэффициент дисконтирования (коэффициент приведения, дисконтирующий множитель);

е

норма дисконта, принимаемая с учетом банковских процентов на вклады, инфляции и риски.

18. Критерием эффективности мероприятия является условие:

ЧДД > 0 (9)

19. Дисконтированный срок окупаемости инвестиций

минимальный временной интервал (от начала осуществления мероприятия), по истечении которого чистый дисконтированный доход становится и в дальнейшем остается положительным.

20. Срок окупаемости с учетом дисконтирования результатов и затрат определяется на основании уравнений:

или

= 0. (11)

21. Критерием эффективности мероприятия является неравенство (6):

Т_ок

Т_пр.

Глава 3. Методика расчета технико-экономических результатов энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях

22. Методика устанавливает единый порядок расчета основных технико-экономических результатов осуществления на тепловых электростанциях энергосберегающих мероприятий.

23. Технико-экономические результаты энергосберегающих мероприятий, проводимых на тепловых электростанциях, приводят к экономии топливно-энергетических ресурсов.

24. К технико-экономическим результатам, приводящим к снижению удельных расходов топлива на тепловой электростанции, относятся:

1) повышение коэффициента полезного действия (далее

КПД) нетто котла;

2) снижение удельного расхода тепла брутто на турбину;

3) снижение расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС;

4) снижение потерь топлива на пуски котла.

25. К технико-экономическим результатам, приводящим к сбережению топлива на электростанции при наличии на ней нескольких групп основного оборудования, относятся:

1) увеличение (изменение) мощности и отпуска энергии;

2) повышение надежности;

3) увеличение продолжительности межремонтного периода;

4) сокращение продолжительности ремонта.

26. В общем виде годовой прирост балансовой прибыли

П_б, в соответствии с формулой (2) настоящих Методических указаний от мероприятия, дающего эффект непосредственно на электростанции, определяется по выражению:

П_б =

В Ц_т -

U_сум (12)

27. Годовой прирост балансовой прибыли

П_б в соответствии с формулами (2) и (12) настоящих Методических указаний от мероприятия, определяется:

П_б =

D +

В Ц_т -

U_сум, (13)

где

D - прирост дохода за счет сбереженного топлива, вызванного энергосберегающими мероприятиями, тенге.

28. Годовой прирост балансовой прибыли

П_б на ТЭС от повышения КПД нетто котла определяется по формуле:

(14)

где В - годовой расход топлива (в условном исчислении) котлом до проведения энергосберегающего мероприятия, т у.т.;

₁ и

₂ - среднегодовые КПД котла нетто до и после проведения энергосберегающего мероприятия, %.

29. Годовой прирост балансовой прибыли

П_б в соответствии с формулами (2) и (12) настоящих Методических указаний на ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину определяется по формуле:

(15)

где q₁ и q₂

удельный расход тепла брутто на турбину соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, килокалорий/кило Ватт час, (далее - ккал/(кВт

ч).

где В

годовой расход топлива котлом до проведения энергосберегающего мероприятия, т у.т.

30. Годовой прирост балансовой прибыли

П_б в соответствии с формулами (2) и (12) настоящих Методических указаний ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды при заданных графиках отпуска электроэнергии и тепла определяется по формуле:

П_б = В_эл (W_сн1 - W_сн2) Ц_т -

U_сум, (16)

где В_эл - среднегодовой удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию до проведения энергосберегающего мероприятия, грамм /кило Ватт час, (далее - г/(кВт

ч);

W_сн1 и W_сн2 - годовой расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, кило Ватт час, (далее - кВт

ч).

31. Годовой прирост балансовой прибыли

П_б в соответствии с формулами (2) и (12) настоящих Методических указаний от снижения потерь топлива при пуске энергоблока или агрегата определяется по формуле:

П_б = (В_н - В_ф)Ц_т n_п z -

U_сум, (17)

где В_н

норма пусковых потерь абсолютного удельного расхода топлива в условном исчислении, т у.т.;

В_ф

фактические или расчетные пусковые потери абсолютного удельного расхода топлива в условном исчислении, определяемые по этапам для энергоблока - простой котла, подготовка к пуску, растопка котла, толчок турбины, стабилизация режима работы, т у.т.;

n_п

число пусков в году t;

z

число однотипных энергоблоков (агрегатов), на которых осуществляется мероприятие.

32. На электростанциях с поперечными связями годовой прирост балансовой прибыли

П_б в соответствии с формулами (2) и (12) настоящих Методических указаний от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле:

П_б = (В_нкi m_кi z_ki + В_нтj m_тj z_тj) Ц_т -

U_сум, (18)

где В_нкi и В_нтj

нормы пусковых потерь абсолютных удельных расходов топлива в условном исчислении при пуске соответственно котлов i-го и турбин j-го типа, т у.т.;

m_кi и m_тj

предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) соответственно котлов i-го и турбин j-го типа;

z_ki и z_тj

количество соответственно котлов i-го и турбин j-го типа.

33. На блочных электростанциях годовой прирост балансовой прибыли

П_б в соответствии с формулами (2) и (12) настоящих Методических указаний от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле:

П_б = (

В_нбi m_бi z_бi )Ц_т -

U_сум, (19)

где В_нбi

норма пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске энергоблоков i-го типа, т у.т.;

m_бi

предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) энергоблоков i-го типа;

z_бi

количество энергоблоков i-го типа.

Глава 4. Предотвращение снижения балансовой прибыли за счет повышения надежности оборудования ТЭС

34. Повышение надежности оборудования ТЭС влечет за собой частные результаты:

1) предотвращение убытков (снижение прибыли) ТЭС, вызываемых недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии;

2) предотвращение убытков ТЭС, вызываемых расходом топлива на внеплановые пуски основного оборудования в случае его аварийного отключения;

3) предотвращение убытков ТЭС, вызываемых проведением восстановительных (аварийных) ремонтов.

35. Предотвращение убытков ТЭС, вызванных недоотпуском электрической и тепловой энергии определяется:

1) при наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии:

= [(В_мэл - в_эл)

W_нед + (В_рез.т - В_т)

Q_нед] Ц_т -

U_сум, (20)

где

W_нед и

Q_нед

предотвращенные недоотпуски ТЭС электрической и тепловой энергии вследствие проведения мероприятия, направленного на повышение надежности оборудования, определяемые на основе статистических данных об отказах оборудования за ряд предшествующих лет и оценки воздействия мероприятия на сокращение отказов оборудования;

В_мэл

удельный расход топлива на малоэкономичном агрегате энергосистемы, г/(кВт

ч);

В_эл

удельный расход топлива на отпуск электроэнергии с шин электростанции, на которой внедряется мероприятие, г/(кВт

ч);

В_рез.т и В_т

удельный расход топлива на отпуск тепла соответственно резервными источниками и ТЭС, на которой внедряется мероприятие, килограмм/Гигокаллорий, (далее - кг/Гкал);

2) при дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии убытки определяются:

= т_эл

W_нед (1 -

_эл) - В_эл

W_нед ц_т + Т_т

Q_нед (1 -

_т) - В_т

Q_нед Ц_т -

U_сум, (21)

где Т_эл

средний тариф на электроэнергию в энергосистеме, тенге/килоВатт час, (далее - тенге/(кВт

ч);

Т_т

тариф на тепло, тенге/Гигакалорий, (далее - тенге/Гкал);

_т

коэффициент потерь энергии в тепловых сетях, 1,2 рекомендуется применять для трубопроводов, диаметром менее 150 миллиметров (далее

мм) и 1, 15 для трубопроводов 150 мм и более.

_эл

коэффициент потерь энергии в электросетях;

В_т

удельный расход топлива на отпуск тепла;

В_эл

удельный расход топлива на отпуск электроэнергии.

36. Предотвращение убытков ТЭС, связанных с расходом топлива на внеплановые пуски определяется на тепловых электростанциях с поперечными связями в соответствии с формулой (18), на блочных электростанциях в соответствии с формулой (19).

Глава 5. Учет составляющих затрат на осуществление энергосберегающих мероприятий

37. Затраты на осуществление энергосберегающих мероприятий состоят из капитальных вложений и годовых эксплуатационных издержек, вызванных внедрением мероприятия:

1) капитальные вложения на осуществление мероприятия К_м складываются из двух составляющих:

К_м = К_м1 + К_М2, (22)

где К_м1

затраты на проведение научно-исследовательских, проектных и конструкторских работ, тенге;

К_м2

стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, оборудования, материалов, запасных частей и затраты на эксплуатацию в период проведения мероприятия, тенге;

2) при внедрении одного мероприятия на нескольких однотипных агрегатах (объектах), капитальные вложения определяются по выражению:

К_м = К_м1 + n_аг К_м2, (23)

где n_аг

количество агрегатов (объектов), на которых внедряется мероприятие;

3) при определении годового экономического эффекта применительно к одному агрегату капитальные вложения определяются по выражению:

; (24)

4) суммарные годовые эксплуатационные издержки, вызванные с внедрением мероприятия (

U_сум), включают амортизационные отчисления и дополнительные затраты на эксплуатацию:

U_сум =

U_ам +

U_э, (25)

где

U_ам

амортизационные отчисления, тенге/год:

(26)

_ам

норма амортизационных отчислений, %;

U_э

дополнительные затраты на эксплуатацию, тенге/год.

Глава 6. Методика экспресс - оценочного расчета экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС

38. Расчет экономической эффективности энергосберегающих мероприятий определяется в последовательности:

1) капитальные вложения:

к_м = к_м1 + к_м2 (27)

2) годовые дополнительные эксплуатационные издержки:

U_сум =

U_ам +

U_э

3) годовой прирост балансовой прибыли для мероприятия, дающего эффект непосредственно на ТЭС:

П_б =

В Ц_т -

U_сум (28)

4) годовой прирост балансовой прибыли для мероприятия, дающего эффект в энергосистеме или на данной ТЭС при наличии нескольких групп оборудования:

П_б =

D +

В Ц_т -

U_сум; (29)

5) при получении нескольких технико-экономических результатов годовой прирост балансовой прибыли определяется по сумме эффектов, получаемых от реализации этих результатов в обоих перечисленных выше случаях:

П_б =

В_i Ц_т -

U_сум и

П_б =

D_i +

B_i Ц_т -

U_сум, (30)

где

D_i - суммарная дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами оборудования, тенге;

B_i Ц_т - суммарный энергосберегающий эффект на ТЭС или в энергосистеме в стоимостном выражении, тенге;

6) сумма приростов налогов и отчислений:

Н =

П_б,

где

- процент налогов и отчислений от прибыли осуществляемого мероприятия;

7) годовой прирост чистой прибыли:

П_ч =

П_б -

Н (31)

8) срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия:

(32)

39. Расчет интегральных критериев эффективности производится в следующей последовательности:

1) доход в году t:

Р =

П_чt +

U_амt - K_мt - H_t; (33)

2) коэффициент приведения:

а_t = (1 + е)^{1-t ;} (34)

3) чистый экономический эффект в году t:

э_эк = (

п_чt +

U_амt - к_мt - н_t + л_t) (1 + е)^1-t (35)

4) интегральный эффект (ЧДД) нарастающим итогом:

(36)

5) срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия Т_ок по уравнению:

(37)

Глава 7. Стадии расчета экспресс - оценки экономической эффективности энергосберегающего мероприятия

40. На стадии разработки мероприятия рассчитываются:

1) ожидаемые технико-экономические результаты проведения мероприятия (повышение КПД нетто котла, снижение расхода электроэнергии на собственные нужды);

2) ожидаемая годовая экономия от проведения мероприятия;

3) ожидаемые затраты на проведение мероприятия;

4) ожидаемая экономическая эффективность мероприятия по установленным показателям и критериям.

64. На стадии внедрения мероприятия рассчитываются:

1) достигнутые технико-экономические результаты внедрения мероприятия;

2) фактическая годовая экономия от внедрения мероприятия;

3) фактические затраты на внедрение мероприятия;

4) фактическая экономическая эффективность мероприятия на базе достигнутых показателей.

41. Основными составляющими затрат на проведение энергосберегающего мероприятия являются единовременные затраты на разработку проекта, приобретение, доставку и установку оборудования, аппаратуры и приборов и годовые текущие расходы, связанные с их эксплуатацией.

42. Примеры расчета экспресс - оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях представлены согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Приложение к Методическим указаниям по экспресс-оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях

Примеры расчета экспресс - оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях

1. Примеры расчета выполнены по условной тепловой электростанции, оборудованной теплофикационными турбинами типа Т-100-130 и котлами типа ТГМП-90, в соответствии с разработанным в настоящих Методических указаниях расчетом технико-экономических показателей энергосберегающих мероприятий и их эффективности.

2. В примерах расчета принято, что все мероприятия, приводящие к перечисленным выше технико-экономическим результатам, проводятся на одной из турбин типа Т-100-130 и одном из котлов типа ТГМП-90.

3. Исходные данные для расчета экспресс - оценки эффективности энергосберегающих мероприятий представлены в таблице 1.

Таблица 1. Исходные данные для расчета технико-экономических показателей при проведении энергосберегающих мероприятий и определении их эффективности.

№ п/п	Показатель	Единица измерения		Условное обозначение	Значение показателя
1	2	3		4	5
1	Номинальная мощность: 1) электрическая 2) тепловая	тысяч кВт Гкал/ч		Nном Qном	100 180
2	Годовой отпуск энергии: электрической тепловой	миллион кВт ч тысяч Гкал		Wотп Qотп	596,0 725,3
3	Расход на собственные нужды энергии: электрической тепловой	миллион кВт ч тысяч Гкал тысяч т.у.т.		Wсн Qсн В	34,7 43,5 288,1
4	Удельный расход топлива на отпуск энергии: электрической тепловой		г/(кВт ч) кг/Гкал	Вэл Вт	305,6 131,5
5	Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии: электрической тепловой		г/(кВт ч) кг/Гкал	Врез.эл Врез.т	412,6 180,2
7	Коэффициент использования установленной мощности: электрической тепловой		% %	kэл kт	72,0 46,0
8	Коэффициент расхода на собственные нужды энергии: электрической тепловой		% %	bсн.эл bсн.т	5,50 6,00
9	Коэффициент потерь энергии в сетях: электрических тепловых			bэл bт	12 10
10	Цена 1 т топлива в условном исчислении:		тысяч тенге/т у.т.	Цт	4,784
11	Средний тариф на отпуск энергии: электрической тепловой		тенге/(кВт ч) тенге/Гкал	тэл тт	3,0 1134
12	Процент налогов и отчислений		%	g	25
13	Норма дисконта		-	е	0,1

4. Экспресс-оценка экономической эффективности за счет повышения КПД нетто котла при установке стационарного обдувочного устройства на пароперегревателе котла с целью уменьшения потерь тепла с уходящими газами. Исходные данные:

1) КПД нетто котла до проведения мероприятия

₁ =92,1%;

2) КПД нетто котла после проведения мероприятия

₂ =93,5%;

3) единовременные затраты на проведение мероприятия К_м =6 миллион тенге;

4) суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

U_сум =120 тысяч тенге;

5) амортизационные отчисления

U_ам=120 тысяч тенге.

5. Расчет годового прироста балансовой прибыли:

1) экономия топлива в условном исчислении:

В = В (1 -

₁/

₂) = 288,1

1000

(1 - 92,1/93,5) = 4313,8 т.у.т;

2) стоимость сэкономленного топлива:

С_т =

В Ц_т = 4313,8

4,784 = 20637,2 тысяч тенге;

3) годовой прирост балансовой прибыли:

П_б =

С_т -

U_сум = 20637,2 - 120 = 20517,2 тысяч тенге.

6. Расчет экономической эффективности:

1) годовой прирост чистой прибыли:

П_ч =

П_б (1 -

/100) = 20517,2 (1 - 0,25) = 27356,2 тысяч тенге;

2) срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия:

Т_ок = К_м/(

П_ч +

U_ам) = 1200/(27356,2 + 120) = 0,43 года.

7. Экспресс-оценка экономической эффективности за счет снижения удельного расхода тепла брутто на турбину при восстановлении уплотнений в проточной части и доведении зазоров до заводских значений. Результат- снижение удельного расхода тепла брутто на турбину за счет уменьшения утечек пара. Исходные данные:

1) удельный расход тепла брутто на турбину до проведения мероприятия q₁ = 1628,00 ккал/(кВт

ч);

2) удельный расход тепла брутто на турбину после проведения мероприятия q₂ = 1614,00 ккал/(кВт

ч);

3) единовременные затраты на проведение мероприятия К_м = 4000 тысяч тенге;

4) норма амортизации

_ам =2,5 %;

5) суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

U_сум = 80 тысяч тенге;

6) амортизационные отчисления

U_амор = 80 тысяч тенге.

8. Расчет годового прироста балансовой прибыли:

1) экономия топлива в условном исчислении:

В = В (1 - q₂/q₁) = 288,1

1000

(1 - 1614/1628) = 2477,52 т.у.т;

2) стоимость сэкономленного топлива:

С_т =

В Ц_т =2477,52

4,784 = 11852,45 тысяч тенге;

3) годовой прирост балансовой прибыли:

П_б =

С_т -

U_сум = 11852,45- 80 = 11772,45 тысяч тенге;

9. Расчет экономической эффективности:

1) годовой прирост чистой прибыли:

П_ч =

П_б (1 -

/100) = 11772,45 (1 - 0,25) = 8829,3 тысяч тенге;

2) срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия:

Т_ок = К_м/(

П_ч +

U_ам) = 800/(8829,3 + 80) = 0,89 года.

Приложение 25 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по модернизации, реконструкции и замене устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по модернизации, реконструкции и замене устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и применяются для модернизации, реконструкции и замены устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций, выработавших ресурс или морально устаревших.

Модернизация, реконструкция и замена устройств релейной защиты и автоматики (далее

РЗА) тепловых электростанций заключается в обеспечении устойчивости и надежности работы энергосистем.

2. Техническое перевооружение энергообъекта или его части

замена защищаемого основного оборудования (генератора, трансформатора, выключателей), внедрение автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее

АСУ ТП) (необходима установка как минимум одного микропроцессорного устройства на каждом присоединении).

3. Технические средства и программное обеспечение микропроцессоров (далее

МП) РЗА выполняются с использованием модульного принципа. При этом обеспечивается независимая работа исправных модулей при отказах или неисправностях в соседних модулях. Этим обеспечивается и независимость реализации заданных функций при потере какой-либо из них.

4. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) релейная защита

совокупность устройств, предназначенных для автоматического выявления коротких замыканий, замыканий на землю и других ненормальных режимов работы линий электропередач (далее

ЛЭП) и оборудования, которые могут привести к их повреждению и (или) нарушению устойчивости энергосистемы, формирования управляющих воздействий на отключение коммутационных аппаратов с целью отключения этих ЛЭП и оборудования от энергосистемы, формирования предупредительных сигналов;

2) устройство РЗА

техническое устройство (аппарат, терминал, блок, шкаф, панель) и его цепи, реализующие заданные функции РЗА и обслуживаемые оперативно и технически как единое целое.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Основные критерии, определяющие необходимость замены устройств РЗА, выработавших срок службы или морально устаревших

5. Несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройства требованиям к селективности, быстродействию, чувствительности, резервированию при действующих или предусматриваемых в ближайшей перспективе схемах или режимах работы тепловой электростанции.

6. Невозможность восстановления требуемых характеристик устройства при проведении технического обслуживания.

7. Фактический износ аппаратов электромеханического устройства до состояния, требующего их замены, значительное превышение аппаратов количества срабатываний, нормируемых согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

8. Неудовлетворительное состояние изоляции контрольных кабелей, монтажных проводов по механической (высыхание, трещины, хрупкость) или электрической прочности, или по уровню сопротивления изоляции, существенные изменения внешнего вида значительной части монтажных проводов устройства, катушек, изоляционных трубок.

9. Рост количества случаев изменения характеристик и (или) повреждений элементов устройства, выявленных при проведении технического обслуживания и при анализе случаев неправильной работы.

10. Рост относительного числа отказов функционирования (процента неправильной работы устройства).

11. Прекращение выпуска устройств и запасных частей к ним.

Глава 3. Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене устройств РЗА, выработавших установленный срок службы

12. На каждом предприятии необходим периодически пересматриваемый перечень подлежащих замене устройств РЗА в порядке очередности замены с учетом срока их эксплуатации, защищаемого оборудования, возможных последствий отказа или ложной работы, наличия отечественных микроэлектронных аналогов.

13. Для внедрения микропроцессорных устройств требуются специальные испытания для оценки электромагнитной обстановки (далее

ЭМО) на электростанции и проведение при необходимости мероприятий, обеспечивающих ее совместимость с уровнем помехозащищенности устройств.

14. При техническом перевооружении основного оборудования тепловой электростанции или его части производится замена всех выработавших срок службы устройств РЗА этого оборудования, включая кабели вторичных цепей, и тех устройств, состояние которых соответствует хотя бы одному из критериев пунктов 5

11 настоящих Методических указаний.

15. При техническом перевооружении для замены устройств РЗА используются микропроцессорные устройства или в отдельных случаях однотипные с заменяемыми электромеханическими или микроэлектронными устройствами.

16. Замена устройств РЗА на объектах, где предусматривается техническое перевооружение основного оборудования, предусматривается проектом перевооружения с учетом срока эксплуатации и фактического состояния устройств.

17. На энергообъектах, где техническое перевооружение основного оборудования не предусматривается в ближайшие годы, а состояние устройств требует замены, заменяются на однотипные электромеханические или микроэлектронные устройства.

В устройствах, находящихся в относительно удовлетворительном состоянии, с целью продления срока службы заменяются наименее надежные блоки, реле, кабели или другие элементы устройств.

18. Проверка устройств РЗА (в том числе вторичных цепей, измерительных трансформаторов, элементов приводов коммутационных аппаратов) проводится при новом включении защищаемого электрооборудования (или после реконструкции действующего) для оценки исправности аппаратуры и вторичных цепей, правильности схем соединений, настройки заданных параметров защиты, работоспособности устройств РЗА в целом.

Внеочередная проверка проводится при частичном изменении схем, состава устройства, при замене отдельных элементов или при реконструкции устройств РЗА, при необходимости проверки и (или) изменения уставок или характеристик защиты.

19. При вводе новых объектов и реконструкции существующих предусматриваются согласно Электросетевых правил, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 18 декабря 2014 года № 210 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10899):

1) оснащение современными цифровыми программируемыми устройствами РЗА, совмещающими функции защиты (автоматики), регистратора аварийных событий и определителя места повреждения (короткого замыкания), позволяющими осуществить:

а) увеличение возможностей самоконтроля и саморезервирования устройств РЗА;

б) снижение затрат на техническое обслуживание устройств РЗА;

в) снижение энергопотребления устройств РЗА;

г) уменьшение габаритов и материалоемкости устройств РЗА;

д) возможность включения устройств РЗА в единые системы автоматизированного управления производства, передачи электрической энергии;

2) оснащение общеподстанционными устройствами регистрации доаварийного и аварийного режимов, последовательности событий (в том числе устройств РЗА) на всех подстанциях напряжением 500-1150 киловольт (далее

кВ) и напряжением 110-220 кВ, примыкающих к питающим источникам электрической энергии (электростанциям);

3) интеграция устройств РЗА во вновь создаваемые многоуровневые системы дистанционного технологического и противоаварийного управления, сбора и анализа информации, задания (измерения) технических параметров

уставок и принципов действия устройств РЗА.

20. Энергопредприятия самостоятельно или с привлечением других предприятий и организаций, на договорной основе, которые имеют официально оформленное право (лицензию) на производство соответствующих работ, обеспечивают проведение модернизации, реконструкции и замены устройств РЗА.

21. 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 согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

Приложение 26 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по ликвидации аварий в электрической части энергосистемы

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по ликвидации аварий в электрической части энергосистемы (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для обеспечения безопасного функционирования электрической части энергосистемы.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) аварийное нарушение

недопустимые отклонения технологических параметров работы электроустановки или ее элементов, вызвавшие вывод их из работы или повреждение во время эксплуатации;

2) системная авария - аварийное нарушение режимов работы объектов электроэнергетики, приведшее к потере устойчивости единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и разделению ее на части;

3) технологическое нарушение

отказ или повреждение оборудования и (или) сетей, в том числе вследствие возгорания или взрывов, отклонения от установленных режимов, несанкционированное отключение или ограничение работоспособности оборудования или ее неисправность, которые привели к нарушению процесса производства, передачи, потребления электрической и (или) тепловой энергии.

Примечание: в зависимости от характера и тяжести последствий технологические нарушения в работе единой электроэнергетической системы Республики Казахстан (далее

ЕЭС), электростанций, районных котельных, электрических и тепловых сетей классифицируются на аварии, отказы I степени и отказы II степени согласно 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 за № 10558) (далее - Правила проведения расследования и учета технологических нарушений).

Во всем тексте настоящих Методических указаний термин "ликвидация аварий" читать как "ликвидация технологических нарушений.

4) режим "авария"

мера, вводимая системным оператором на соответствующем участке электрической сети в случаях аварийных нарушений, для ликвидации которых необходимо включить (отключить) генерирующие агрегаты или изменить активную нагрузку генераторов электростанций;

5) единая электроэнергетическая система Республики Казахстан

совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;

6) системный оператор

национальная компания, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у субъектов оптового рынка электрической энергии, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

7) аварийная готовность

время, необходимое для восстановления рабочего состояния оборудования или линии электропередачи (далее - ЛЭП) в случаях, когда продолжение ремонта может повлечь за собой ограничения (отключения) потребителей или резкое снижение надежности работы энергообъекта (электростанции, подстанции), энергосистемы (объединения);

8) оперативный персонал

персонал, осуществляющий оперативное управление энергоустановками (осмотр, оперативные переключения, подготовка рабочего места, допуск и надзор за работающим персоналом).

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Порядок организации работ при ликвидации аварий

3. В случаях аварийных нарушений системным оператором вводится режим "авария" на соответствующем участке электрической сети и вводятся в действие резервы электрической мощности согласно Правил по предотвращению аварийных нарушений в единой электроэнергетической системе Казахстана и их ликвидации, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 2 февраля 2015 года № 58 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10552) (далее

Правила по предотвращению аварийных нарушений).

4. Распоряжения системного оператора по предотвращению аварийных нарушений и их ликвидации в единой электроэнергетической системе исполняются всеми субъектами оптового рынка электрической энергии Республики Казахстан, согласно Правилам по предотвращению аварийных нарушений.

5. Аварийной ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования, которое создает угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются согласно Правилам проведения расследования и учета технологических нарушений.

6. Важным условием безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц. При возникновении аварийной ситуации обеспечивается безопасность людей и сохранность оборудования.

7. Действия оперативного персонала системного оператора и взаимодействующих с ним пользователей сети во время различных аварийных ситуаций в ЕЭС Казахстана регламентируются "Инструкцией по предотвращению и ликвидации аварий" (далее

Инструкция), утверждаемой системным оператором, разрабатываемой системным оператором, в соответствии Электросетевыми правилами, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 18 декабря 2014 года № 210 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10899).

8. На основании данной Инструкции пользователями сети разрабатываются инструкции по ликвидации аварий для оперативного персонала своих электроустановок, в которых помимо прочего определены порядок и условия ручных действий оперативного персонала, связанных с:

1) повышением частоты;

2) понижением частоты;

3) повышением напряжения;

4) понижением напряжения;

5) перегрузкой межрегиональных и региональных связей;

6) возникновением асинхронного режима и синхронных качаний;

7) разделением ЕЭС Казахстана;

8) повреждением и отключением воздушной линии 220-500-1150 киловольт (далее

кВ);

9) потерей значительной части генерирующей мощности;

10) повреждением выключателей и разъединителей;

11) неисправностями и отказами устройств релейной защиты и автоматики и противоаварийной автоматики.

9. Распределение функций между оперативно-диспетчерским персоналом различных уровней определяется инструкциями по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных нарушений на основе положений, согласно Правил по предотвращению аварийных нарушений и Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066):

1) оперативно-диспетчерским персоналом самостоятельно производятся все операции по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных нарушений и предупреждению их развития, если такие операции не требуют координации действий оперативно-диспетчерского персонала объектов между собой и не вызовут развития аварийного нарушения или задержку в ее ликвидации;

2) нижестоящим оперативно-диспетчерским персоналом ставится в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский персонал о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования.

10. Нижестоящим оперативно-диспетчерским персоналом ставится в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский персонал о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования при:

1) автоматических отключениях, включениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений;

2) возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, снижении напряжения в контрольных точках, недопустимом повышении напряжения на оборудовании, перегрузке генераторов, синхронных компенсаторов, работе устройств автоматического регулирования возбуждения, автоматической частотной разгрузке, возникновении качаний;

3) внешних признаках короткого замыкания как на электростанции (подстанции), так и вблизи ее, о работе защит на отключение и сигнал, работе устройств автоматического повторного включения, частотного автоматического повторного включения, автоматического включения резерва, режимной автоматики, об уровне частоты электрического тока, о причинах отключения оборудования, линий электропередачи и строго выполняет распоряжения вышестоящего диспетчера.

11. Руководство ликвидацией аварийных нарушений осуществляется следующим образом:

1) руководство ликвидацией аварийных нарушений, охватывающих несколько регионов, осуществляется диспетчером национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы;

2) ликвидация аварийных нарушений, затрагивающих режим работы одного региона, производится под руководством диспетчера регионального диспетчерского центра;

3) аварийные нарушения в электрических сетях, имеющие местное значение и не затрагивающие режима работы единой электроэнергетической системы

диспетчером региональной электросетевой организации или диспетчером опорной подстанции в зависимости от района распространения таких нарушений и структуры управления сетями;

4) на подстанциях

дежурным подстанции, оперативно-выездной бригадой, мастером или начальником группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанции;

5) на электростанции

начальником смены станции.

12. Диспетчер оператора единой электроэнергетической системы и регионального диспетчерского центра самостоятельно производятся все операции по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных нарушений и предупреждению их развития в единой электроэнергетической системе на оборудовании, находящемся в их оперативном управлении и ведении, а также получается необходимая информация, приостанавливается, изменяется ход ликвидации аварийного нарушения на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.

13. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электрических станций и дежурных подстанций во время ликвидации аварийного нарушения фиксируются на записывающие устройства.

14. Приемка и сдача смены при ликвидации аварийного нарушения в зависимости от его характера производится с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

15. В тех случаях, когда при ликвидации аварийного нарушения операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, сдача смены производится с разрешения руководящего административно-технического персонала энергетического объекта, на котором произошло аварийное нарушение.

16. Оперативно-диспетчерским персоналом осуществляется руководство ликвидацией аварийного нарушения, принимаются решения и осуществляются мероприятия по восстановлению нормального режима, независимо от присутствия лиц из числа административно-технического персонала.

17. Все распоряжения диспетчера национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы (регионального диспетчерского центра, региональной электросетевой организации) по вопросам, входящим в его компетенцию, исполняются подчиненным оперативно-диспетчерским персоналом. В случаях угрозы жизни людей, нарушению сохранности оборудования или потери электрической энергии для собственных нужд электростанций, подстанций, дежурным персоналом отменяется по собственному решению распоряжение диспетчера национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы, отдавшего такое распоряжение, и сообщается ему и главному инженеру предприятия о принятом решении.

18. При возникновении аварийных ситуаций, для ликвидации которых необходимо включить/отключить генерирующие агрегаты или изменить активную нагрузку генераторов электростанций, диспетчером, управляющим ликвидацией нарушений, вводится режим "авария" на соответствующем участке национальной или региональной электрической сети.

19. Во время действия режима "авария" процедуры, связанные с выполнением договорных отношений на рынке, приостанавливаются в той части электрической сети, в которой она произошла.

20. Оперативный персонал электрических станций и сетей, для формирования навыков принятия оперативных решений проходит периодическое обучение и противоаварийные тренировки. Оперативный персонал, не прошедший периодического обучения и противоаварийных тренировок, не допускается к выполнению своих обязанностей.

21. Все переключения в аварийных ситуациях производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями предприятия при обязательном применении всех защитных средств без специального об этом напоминания, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907).

22. При быстром (секунды, доли секунды) протекании аварийных процессов, в которых действия оперативно-диспетчерского персонала невозможны, предусматривается противоаварийная автоматика, основными целями которой являются:

1) предотвращение нарушения устойчивости;

2) ликвидация асинхронного режима;

3) устранение недопустимого повышения/понижения частоты и напряжения.

23. Устройства противоаварийной автоматики устанавливаются в электрической сети национальной электрической сети, региональной электросетевой организации, субъектов оптового рынка электрической энергии.

24. В целях предотвращения нарушения режима работы энергетических систем, возникновения и развития аварийных нарушений, их локализации и ликвидации путем выявления недопустимых отклонений параметров электрического режима или опасных аварийных возмущений применяется противоаварийная автоматика, осуществляющая противоаварийное управление на автоматическое снижение генерации или потребление электрической мощности.

25. Противоаварийное управление на снижение генерации осуществляется устройствами автоматической разгрузки электростанций, воздействующими на отключение генераторов на блочных электростанциях, гидроэлектростанциях или разгрузки турбин. Противоаварийное управление на аварийное увеличение генерации осуществляется устройствами автоматической загрузки генераторов.

26. Противоаварийное управление на снижение потребления применяется для ограничения снижения частоты и напряжения, предотвращения нарушения устойчивости, ограничения токового перегруза оборудования путем автоматического отключения потребителей и реализуется устройствами автоматики частотной нагрузки, специальной автоматики отключения нагрузки.

27. Специальная автоматика отключения нагрузки выполняется на объектах потребителей, которая допускается по характеру технологического процесса внезапный перерыв питания на время, достаточное для мобилизации резервов или введения ограничений у других потребителей. Для обеспечения надежности работы противоаварийной автоматики специальная автоматика отключения нагрузки, в первую очередь, применяется на объектах крупных потребителей, а при недостаточности объема специальной автоматики отключения нагрузки на объектах крупных потребителей или их отсутствии в энергетическом узле специальная автоматика отключения нагрузки применяется на объектах других потребителей.

28. Системным оператором осуществляется мониторинг объема нагрузки, подключенной к специальной автоматике отключения нагрузки.

29. Автоматика частотной разгрузки применяется для предотвращения и ликвидации системных аварий, которые возникают из-за снижения частоты при внезапных дефицитах активной мощности.

30. Объем и уставки автоматики частотной разгрузки определяются системным оператором. При определении объемов рассматриваются возможные наложения аварийных режимов и ремонтных схем. При определении объемов автоматики частотной разгрузки исходят из наиболее тяжелых по размерам дефицитов мощности аварийных ситуаций.

31.Системным оператором задается региональному диспетчерскому центру граничные условия действия автоматики частотной разгрузки, частотного автоматического повторного включения

минимально допустимый объем подключенной нагрузки, диапазон уставок автоматики частотной разгрузки, минимальное количество очередей, распределение объема нагрузки между очередями автоматики частотной разгрузки.

32. Региональным диспетчерским центром определяется распределение потребителей по ступеням автоматики частотной разгрузки, при этом подключение потребителей осуществляется к ступеням автоматики частотной разгрузки с меньшей частотой и большим временем срабатывания.

33. Ежегодно по региону главным инженером межсистемной электрической сети утверждается перечень потребителей, подключенных к устройствам автоматики частотной разгрузки, и согласовывается главным диспетчером национального диспетчерского центра.

34. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в единой электроэнергетической системе системным оператором в первую очередь вводятся оперативные резервы мощности, включая доступные резервы мощности энергетических систем сопредельных государств, а при их полном исчерпании и возникновении угрозы потери устойчивости вводятся ограничения потребителей, снижается экспорт электрической энергии в энергетические системы соседних государств.

35. План мероприятий, обеспечивающих ввод ограничений, ежегодно разрабатывается региональным диспетчерским центром совместно с каждым субъектом оптового рынка электрической энергии и утверждается главным диспетчером национального диспетчерского центра системного оператора.

36. Ограничение потребления электроэнергии субъектов оптового рынка электрической энергии, производятся в случаях:

1) снижения генерирующей мощности у поставщика электроэнергии при исчерпании оперативных резервов мощности;

2) аварийного отключения или аварийной перегрузки линий и оборудования при исчерпании оперативных резервов мощности;

3) длительного (более двух часов) снижения частоты в единой электроэнергетической системе ниже 49,6 Гц и исчерпании оперативных резервов мощности.

37. Ввод ограничений при снижении генерирующей мощности у поставщика электроэнергии производится при отсутствии ее замещения и исчерпании оперативных резервов мощности.

38. Ограничения отменяются после подъема нагрузки энергопроизводящей организацией до величины, установленной суточным графиком, либо подъема нагрузки для этих целей другой энергопроизводящей организацией с последующим письменным подтверждением.

39. Потребители, отключенные от автоматической частотной разгрузки, включаются после ввода резервов мощности и/или ввода ограничений при условии восстановления режимных параметров (частоты, напряжения, значений мощности).

40. С началом функционирования балансирующего рынка в режиме реального времени ограничения потребителей вводятся в аварийных режимах при исчерпании резервов мощности системного оператора.

41. Ввод ограничений при аварийном отключении, превышении пропускной способности линии электропередачи и допустимых перегрузок оборудования производится при:

1) аварийном отключении линий электропередачи напряжением 220-500 кВ со снижением пропускной способности остающихся в работе высоковольтных линий (ввод ограничений осуществляется в адрес потребителей в дефицитной части, имеющих договорную поставку электроэнергии по данным воздушных линий);

2) перегрузке линий электропередачи напряжением 220-500 кВ, вызванной потерей генерирующих мощностей в дефицитной части для предотвращения работы противоаварийной автоматики.

42. Объем вводимых ограничений определяется диспетчером системного оператора, исходя из условий обеспечения послеаварийного режима работы электрической сети, и распределяется пропорционально нагрузке потребителей, установленной суточным графиком.

43. При разрыве, перегрузке связей напряжением 110-220 кВ в регионе ввод ограничений производится самостоятельно соответствующим диспетчерским центром.

44. Ввод ограничений при длительном снижении частоты в единой электроэнергетической системе производится при:

1) длительной работе с частотой ниже 49,6 Гц в течение двух часов и более потребление электрической мощности регионов (отдельных потребителей) уменьшается на величину регулирующего эффекта нагрузки. Коррекция потребления по частоте составляет 0,8-1 % мощности потребления региона (энергетического узла, потребителя) на 0,1 Гц отклонения частоты;

2) снижение частоты ниже 49,6 Гц ввод ограничений для поддержания заданных суточным графиком уровней потребления с коррекцией по частоте производится потребителями самостоятельно. В случае невыполнения самостоятельно корректировки потребления по частоте в течение 20 минут, диспетчерский центр вводит принудительные ограничения данного потребителя.

45. В случае потери возможности осуществления диспетчерского управления ЕЭС Казахстана с основного диспетчерского центра, функции управления ЕЭС Казахстана передаются дублеру.

46. Пользователи сети обменивается номерами телефонов с национальным диспетчерским центром системного оператора единой электроэнергетической системы и местными энергопередающими организациями в письменной форме с указанием представителей пользователей сети, уполномоченных принимать решения и которые могут входить на контакт в течение 24 часов в сутки.

При возникновении нарушения:

1) если нарушение возникло на электроустановке пользователя сети, он уведомляет об этом системного оператора и энергопередающую организацию, к сетям которой он присоединен;

2) если нарушение возникло на электроустановке энергопередающей организации, она уведомляет системного оператора и всех присоединенных пользователей сети об этом;

3) если нарушение возникло на электроустановке системного оператора, системный оператор сообщает об этом пользователям сети, в чьем управлении или ведении находится электроустановка.

47. После получения уведомления либо при самостоятельном обнаружении нарушения системный оператор определяет, является ли факт нарушения системной аварией. В случае подтверждения признаков системной аварии, системным оператором устанавливаются причины системной аварии и приступают к ее ликвидации.

С момента установления причины аварии все коммуникации между диспетчерами регионального диспетчерского центра системного оператора предоставляются диспетчеру национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы по его требованию.

Приложение 27 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт (далее

кВ) (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и распространяются на силовые кабельные линии напряжением свыше 110 кВ.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) кабельная линия

линия для передачи электроэнергии или ее отдельных импульсов, состоящая из одного или нескольких, соединенных между собой без коммутационных аппаратов, параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла;

2) кабельный коллектор

туннель, предназначенный для размещения в нем кабелей и других коммуникаций;

3) кабельный туннель

закрытое кабельное сооружение (коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонты и осмотры кабельных линий;

4) кабельный канал

закрытое и заглубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие, непроходное кабельное сооружение, предназначенное для размещения в нем кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии;

5) кабельная шахта

закрытое вертикальное протяженное проходное (снабженное по всей высоте скобами или лестницей) или непроходное (со съемной полностью или частично стеной, или дверями (люками) на каждом этаже) сооружение с кабельными конструкциями;

6) кабельный блок

кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами;

7) кабельный короб (далее

короб)

закрытое горизонтальное или наклонное протяженное непроходное со съемными крышками сооружение с кабельными конструкциями или без конструкций;

8) кабельная маслонаполненная линия низкого давления

линия, в которой длительно допустимое избыточное давление масла не превышает 0,5 - 0,6 мега Паскаль (далее

МПа) (килограмм силы /квадратный сантиметр (далее - кгс/см²);

9) кабельная маслонаполненная линия высокого давления

линия, в которой длительно допустимое избыточное давление масла более 1 МПа (10 кгс/см²);

10) секция кабельной маслонаполненной линии низкого давления

участок линии между стопорными муфтами или стопорной и концевой муфтами;

11) разветвительное устройство

часть маслонаполненной кабельной линии высокого давления между концом стального трубопровода и концевыми однофазными муфтами;

12) подпитывающее устройство

автоматически действующее устройство, состоящее из баков, насосов, труб, перепускных клапанов, вентилей, щита автоматики и другого оборудования, предназначенного для обеспечения подпитки маслом кабельной линии высокого давления;

13) длительно допустимая токовая нагрузка кабельной линии

максимальная постоянная нагрузка, при которой кабельная линия может нормально работать в течение всего гарантированного срока;

14) перегрузка кабельной линии

превышение длительно допустимой нагрузки линии в нормальном или аварийном режиме работы кабельной линии;

15) кабельная арматура

конструкции, предназначенные для соединения, ответвления, оконцевания и крепления кабелей.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. При эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 кВ руководствуются согласно Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 123 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10799) (далее - Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий) и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907) (далее

Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок).

Сооружение кабельных линий, выбор конструкции кабелей и способа их прокладки производятся согласно Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851).

4. Кабели на напряжение свыше 110 кВ выпускаются с изоляцией из сшитого полиэтилена и маслонаполненные низкого и высокого давления.

5. Маслоподпитывающие устройства обеспечивают подпитку маслом кабельных линий во всех расчетных режимах.

6. Электрическая прочность и надежность маслонаполненных кабельных линий обеспечиваются лишь при условии сохранения маслом высоких диэлектрических свойств (малых диэлектрических потерь, высокой электрической прочности). Для обеспечения стабильности диэлектрических свойств изоляции и предотвращения развития ионизационных процессов в ней масло, предназначаемое для маслонаполненных кабельных линий, подвергается глубокой дегазации.

7. В отличие от обычных кабельных линий (с вязкой пропиткой) эксплуатация маслонаполненных кабельных линий связана с рядом таких требований, как необходимость систематического наблюдения за состоянием маслоподпитывающих устройств, наблюдения за состоянием (качеством) масла в кабельных линиях, обеспечения высокой герметичности всей системы, предотвращения попадания в кабель воздуха и образования газа из-за разложения масла.

8. Для маслонаполненных кабельных линий свыше 110 кВ особое внимание следует обращать на предотвращение коррозионного разрушения оболочек кабелей и особенно стальных трубопроводов на линиях высокого давления.

9. Использование пропускной способности линий учитывает дополнительный нагрев изоляции за счет диэлектрических потерь. Кабельные линии низкого давления выполняются из однофазных кабелей и поэтому требуют учета влияния токов, наводимых в оболочках.

10. В настоящее время выпускаются кабельные системы с изоляцией из сшитого полиэтилена.

При выполнении надзора за работами, производящимися на трассах кабельных линий, и работ по определению мест повреждений на этих линиях руководствуются настоящими Методическими указаниями.

Глава 2. Нагрузочная способность кабельных линий

11. Для маслонаполненных кабельных линий всех типов напряжением свыше 110 кВ включительно для любых условий прокладки (в грунте, в воздухе и под водой) установлена длительно допустимая температура нагрева токопроводящих жил, равная 70 градус Цельсия (далее -

С).

12. Длительно допустимая температура нагрева токопроводящих жил кабелей, проложенных в грунте, в воздухе и под водой, может быть увеличена до 85

С для кабелей на напряжение 110 и 220 кВ (кроме кабелей марок МНСА

маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке, с упрочняющим покровом и с защитным покровом из слоев битумного состава, полиэтилентерефталатных лент и пропитанной кабельной пряжи и МНСК

маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке, с упрочняющим покровом, с подушкой, с броней из круглых стальных оцинкованных проволок, с наружным покровом из слоев битумного состава, полиэтилентерефталатных лент и пропитанной кабельной пряжи) и до 75

С для кабелей на напряжение 330 и 500 кВ и кабелей марок МНСА и МНСК при наличии данных об охлаждении кабелей по всей длине трассы, при применении для засыпки траншей с кабелями специального грунта, согласно приложения 1 к настоящим Методическим указаниям, с улучшенными тепловыми свойствами и при условии, что коэффициент нагрузки не превышает 0,8 максимального расчетного значения.

13. Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных линий зависят от конструкции кабеля, числа параллельно проложенных кабелей, условий прокладки (грунт, воздух) и определяются расчетом при проектировании кабельных линий с учетом результатов изысканий, выполненных на трассе проектируемой линии.

14. В процессе эксплуатации пересчет нагрузок при необходимости производится по результатам нагрузочных испытаний.

Расчет производится в соответствии ГОСТ 60641-2-2006 - "Прессшпан и многослойная бумага электротехнического назначения. Часть 2. Методы испытаний", который рекомендует при установлении длительно допустимой токовой нагрузки учитывать значение тока в оболочке и медных лентах упрочняющего слоя, поверхностный эффект и эффект близости жил, удельное тепловое сопротивление грунта, наличие вентиляции и коэффициент нагрузки. При выборе сечения кабеля проектные организации учитывают требования к нагрузочной способности кабельной линии.

15. Для среднерасчетных условий длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных кабелей на напряжение 110

220 кВ в свинцовых и алюминиевых оболочках, приведены в приложении 2 к настоящим Методическим указаниям.

16. Для среднерасчетных условий прокладка в грунте на глубине 1500 миллиметров (далее

мм) одного кабеля или двух параллельных кабелей с расстоянием в свету 500 мм (для кабелей низкого давления) и 580 мм (для кабелей высокого давления) или прокладка в воздухе. Кабели низкого давления располагаются по вершинам равностороннего треугольника без зазора. Оболочки заземлены с обоих концов линии. Для средне расчетных условий удельное тепловое сопротивление грунта принимается равным 120 градус Цельсия

сантиметр/Ватт (далее -

С

см/Вт), изоляции 500 (

С

см/Вт), защитных покровов 600 (

С

см/Вт) и температура окружающей среды соответственно 25 и 15

С для воздуха и грунта.

17. Для кабелей низкого давления со стальной проволочной броней марки МНСК, длительно допустимая токовая нагрузка принята равной 0,94 - при прокладке в воздухе и 0,90 - при прокладке в земле. Длительно допустимой токовой нагрузки кабелей марки МНСА находящихся в аналогичных условиях эксплуатации, при условии, что у кабеля марки МНСК свинцовые оболочки и проволочная броня разных фаз соединяются и заземляются с двух сторон.

18. Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных кабельных линий на напряжение 330 и 500 кВ устанавливаются при проектировании для каждой линии в отдельности для конкретных условий их прокладки.

19. Контроль, за нагрузками кабельных линий осуществляется дежурным персоналом соответствующих подстанций по амперметрам, на шкале которых наносится риска красного цвета, соответствующая допустимому току.

20. В аварийных режимах маслонаполненные кабельные линии допускают непрерывную перегрузку длительностью 100 часов в год, если коэффициент нагрузки не превышает 0,8; и 50 часов в год, если коэффициент нагрузки более 0,8. При этом температура нагрева жил кабелей всех марок, кроме МНСК и МНСА, на напряжение 110 и 220 кВ не превышает 90

С, а температура нагрева жил кабелей марок МНСА и МНСК и кабелей на напряжение 330 и 500 кВ не превышает 80

С.

21. Если при перегрузках кабельных линий напряжением до 220 кВ включительно температура нагрева жил не превышает 80

С, то допускается увеличение продолжительности перегрузки до 500 часов в год. При этом длительность непрерывной перегрузки не должна превышать 100 часов, а перерыв между перегрузками должен быть не менее 10 суток.

22. При перегрузке кабельных линий в аварийных режимах установлен контроль за их температурой.

23. Допустимые аварийные перегрузки и нагрузки для условий, отличающихся от средне расчетных, определяются для каждой конкретной линии.

24. При недопустимом повышении давления масла в кабельной линии или отдельной кабельной секции линия должна быть отключена.

Включение линии в работу разрешается только после устранения причин его повышения.

25. Значения минимальной температуры воздуха, при которой допускается эксплуатация кабельных линий и их отдельных элементов, приведены в таблице 1 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям.

26. Необходимость устройства подогрева концевых муфт кабелей низкого давления определяется в процессе проектирования при расчете подпитки каждой конкретной линии с учетом возможной средней минимальной температуры наиболее холодной пятидневки и абсолютного минимума температуры воздуха в климатической зоне, в которой предполагается прокладка кабеля.

27. При температурах, ниже указанных в таблице 1 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям, перед включением линии масло в муфтах подогревается до температуры плюс 10

С, что достигается предварительным обогревом концевых муфт в течение 2 суток перед включением.

28. При необходимости контроля нагрева маслонаполненных линий высокого и низкого давлений термодатчики заложены на подземных и воздушных участках линии. При прокладке в грунте, термодатчики устанавливают в местах с наименее теплопроводными грунтами (насыпные, чернозем, каменистая почва) и содержащими наименьшее количество влаги, то есть участки с наихудшими условиями охлаждения.

29. На кабельных линиях высокого давления установка термодатчиков на воздушных участках проводится для:

1) уточнения пропускной способности линий в жаркое время года и контроля действия вентиляции, установленной в помещениях;

2) контроля нагрева разветвительных устройств;

3) контроля нагрева крутонаклонных участков стального трубопровода и вертикальных участков кабелей, расположенных в шахтах.

30. При наличии нескольких линий, проложенных на электростанциях и подстанциях, когда количество заложенных термодатчиков является значительным и тепловые измерения становятся трудоемкими, применяется автоматическая регистрация температуры нагрева линий (например, с помощью электронных мостов).

31. При контроле нагрева маслонаполненных кабельных линий (особенно линий низкого давления) одновременно производится наблюдение за работой подпитывающих устройств, причем при изменении температуры регистрируется давление.

Способы установки термодатчиков на кабелях, методика контроля нагрева и определения температуры жил этих кабелей приведены в приложении 3 к настоящим Методическим указаниям.

32. Кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена может подвергаться перегрузкам с температурой свыше 90

С, но как можно реже, при этом температура жилы может достигать 105

С. Отдельные аварийные перегрузки не повлияют значительно на срок службы кабеля. Тем не менее, частота и длительность таких перегрузок сводятся к минимуму.

Непрерывная нагрузка на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена может прилагаться вплоть до температуры проводника 90

С. Ограничивается рабочая температура на уровне 65

С для того, чтобы иметь запас по нагрузке, для уменьшения потерь или избежание возможной термической нестабильности.

Температурный мониторинг кабельных линий высокого напряжения на основе кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена приведен в приложении 21 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 3. Обходы и осмотры линий

33. Трассы и сооружения маслонаполненных линий осматриваются в сроки, установленные Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий.

Во время обходов осматриваются трассы кабельных линий и самих кабелей, кабельные колодцы с соединительными и стопорными муфтами, концевые муфты и их подогревательные устройства, подпитывающие пункты, подпитывающая аппаратура, подпитывающие агрегаты и маслопроводы.

34. Осмотры трассы линии производятся монтерами, на которых возложен надзор за кабельными трассами - осмотры колодцев, пунктов питания, туннелей и концевых устройств, производятся мастерами электрической сети (района) или электроцеха.

Дополнительные осмотры трасс и сооружений линий выполняются инженерно-техническим персоналом в соответствии с местными инструкциями.

35. Осмотры кабельных линий производятся систематически во время эксплуатации, перед каждым включением их в эксплуатацию и после окончания ремонтных работ. Внеочередные осмотры производятся после каждого автоматического отключения, а также во время паводков, появления оползней.

36. При осмотрах наземной части линии отслеживается, чтобы вблизи нее не производились работы, не согласованные с энергосистемой (электросетью), чтобы на кабельных трассах не было провалов грунта и всего того, что может вызвать механические повреждения кабелей, местные перегревы, коррозию кабелей. При этом при производстве земляных работ по прокладке других подземных сооружений, пересекающих трассу кабельных линий или прокладываемых параллельно, открытие кабелей низкого давления не производится. В исключительных случаях допускается открытие места пересечения кабельной линии с подземными сооружениями, при котором полностью обеспечивается сохранность кабелей от механических повреждений.

37. При обходе трассы обращается внимание на исправность концевых муфт, люков колодцев, на наружное состояние подпитывающих пунктов (строительной части и запирающих устройств), на состояние кабелей низкого напряжения, подходящих к подпитывающим пунктам и колодцам, а также соединительных маслопроводов.

38. Вблизи подводной части линий обращается внимание, не стоят ли суда в местах, где установлены запрещающие знаки, и проверяется состояние береговых сигнальных знаков.

39. При осмотре колодца проверяется внешнее состояние кабелей, соединительных и стопорных муфт, маслоподпитывающих трубок, проверяется целостность контура заземления, нет ли воды или посторонних предметов в колодце, грязи на стенах и перекрытиях, смещений кабелей с конструкцией. При наличии потеков масла, вмятин на маслоподпитывающих трубках, смещений кабелей, нарушения целостности контура заземления, воды или посторонних предметов в колодце производится запись в журнале о необходимости устранения указанных недостатков.

40. При осмотре подпитывающих пунктов на линиях низкого давления проверяется состояние всей установленной маслоподпитывающей аппаратуры, маслопроводов, вентилей, контрольно-сигнальных устройств и помещения пункта питания, проверяется установка электроконтактных манометров и телефонная связь, производится запись в журнал значений потенциала и силы тока катодной защиты и давления масла во всех элементах линии. При отклонении давления от допустимых значений производящий осмотр сообщает об этом руководству или диспетчеру электрической сети.

41. При осмотрах концевых муфт проверяется, нет ли потеков масла через места уплотнений и в местах паек, на маслопроводах и кранах, проверяются заземляющие спуски и присоединения сопротивлений катодных станций, а также проверяется, нет ли трещин и сколов на фарфоровых покрышках.

42. При осмотрах линий высокого давления проверяется состояние трубопроводов, обходных труб, вентилей, разветвительных устройств, контура заземления и присоединений сопротивлений катодных станций. При наличии течей масла в трубопроводе, обходных трубах, вентилях и разветвительных устройствах, деформации (смещения) трубопроводов, при нарушении креплений трубопровода (на "мертвых" опорах) и медных труб разветвлений и антикоррозионного покрытия труб производится запись в журнале о необходимости устранения указанных недостатков. При осмотрах также производится запись в журнал значений потенциала и силы тока катодной защиты.

43. При осмотрах маслоподпитывающих агрегатов на линиях высокого давления проверяется:

1) давление масла в линиях по показаниям манометров;

2) правильность установок электроконтактных манометров и мановакуумметров;

3) действие перепускных клапанов и масляных насосов;

4) уровень масла и значение вакуума в баке-хранилище масла;

5) правильность работы вакуумного насоса (пробным пуском от руки);

6) наличие и уровень масла в уплотнительных ваннах масляных насосов;

7) положение накладок для отключения защиты от понижения давления масла;

8) положение соленоидных и сильфонных вентилей;

9) пределы изменений давлений по диаграммам самопишущих манометров.

В журнал записываются показания всех приборов. При наличии каких-либо дефектов производится запись в журнале о необходимости их устранения.

44. При осмотре концевых муфт на линиях высокого давления проверяется давление масла в баках, подпитывающих камеры низкого давления, работа нагревательных элементов (в зимнее время), проверяется, нет ли трещин и сколов на фарфоровых покрышках муфт, их загрязнения, а также течи масла из вентилей.

45. Осмотры подводных частей линии производятся по местным инструкциям. Ширина зоны осмотра 20 метра (по 10 метров от линии в каждую сторону). Осмотры оформляются двусторонним актом представителями водолазной службы и работниками энергосистемы (электрической сети, электростанции).

46. При обнаружении дефектов, представляющих опасность для работы кабельной линии, производящий осмотр ставит в известность руководство электрической сети (района) или электростанции.

47. Записи в журналах обходов и осмотров систематически просматриваются, намечаются необходимые мероприятия по устранению дефектов или изменению режима работы линий с указанием исполнителей и сроков устранения дефектов.

Глава 4. Наблюдение за состоянием масла в кабельных линиях

48. Для создания нормальных условий работы линии в ней постоянно поддерживается заданное давление масла. Поддержание давления осуществляется подпиткой линии маслом в определенных расчетных точках.

Параметры давлений масла и вид подпитывающего устройства маслонаполненных кабелей всех типов приведены в таблице таблице 2 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям.

49. Подпитка линий низкого давления (таблица 2 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям) осуществляется от баков давления (ранее для этих целей устанавливались баки питания), которые размещаются в подпитывающих пунктах.

На подпитывающих пунктах сосредоточено большое количество подпитывающей аппаратуры. Помещение подпитывающего пункта оборудуется освещением, вентиляцией, насосами для откачки воды.

50. На линиях низкого давления с кабелями, рассчитанными на длительную работу под давлением 0,0245

0,294

0,490 МПа (0,25

3,0

5,0 кгс/см²), при кратковременных переходных режимах допускается давление 0,0148

0,590

0,980 МПа (0,15

6,0

10,0 кгс/см²).

51. При длительном снижении давления масла до 0,0148 МПа (0,15 кгс/см²) кабельная линия низкого давления подпитана и давление в ней доведено до 0,0245 МПа (0,25 кгс/см²) или до минимального расчетного давления в месте измерения. Если после этого давление в линии будет вновь падать, то она отключается. При этом выясняются и устраняются причины снижения давления, после чего линия вновь включается в работу.

52. При длительном повышении давления выше максимальных длительно допустимых давлений (таблица 2 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям) вопрос об отключении кабельной линии низкого давления решается главным инженером предприятия, в ведении которого находится линия.

53. При снижении давления масла до 0,0102 МПа (0,11 кгс/см²) кабельная линия низкого давления аварийно отключается.

54. Подпитка линий высокого давления производится от автоматически действующих маслоподпитывающих агрегатов, в которых кроме бака для подпитки линий имеются нагнетательные маслонасосы, масляные коллекторы (для групповой подпитки линий), сильфонные вентили и другая аппаратура.

55. На кабельных линиях высокого давления, рассчитанных на длительную работу под внутренним давлением масла в пределах 1,08-1,57 МПа (11,0-16 кгс/см²), при переходных тепловых режимах допускается кратковременное изменение давления в пределах 0,980-1,76 МПа (10,0-18,0 кгс/см²).

При давлении масла, равном 0,490 МПа (5 кгс/см²) для кабелей 110 кВ и 0,785 МПа (8 кгс/см²) для кабелей 220 кВ и выше, производится автоматическое отключение линии.

56. В процессе эксплуатации осуществляется постоянный контроль за характеристиками масла.

57. Основными показателями состояния изоляции маслонаполненной кабельной линии является совокупность характеристик проб масла, систематически отбираемых из различных элементов линии, а также испытание линии на содержание нерастворенного и растворенного газа в масле.

58. Отбираемые пробы масла подвергаются проверкам. Определение производится для всех элементов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110-500 кВ и для концевых муфт (вводов в трансформаторы и комплектные распределительные устройства элегазовые (далее

КРУЭ)) кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ.

59. Диэлектрические потери вызывают не только старение масла (окисление, полимеризацию), но и дополнительный нагрев изоляции. В кабелях 110 кВ и особенно 220 кВ и выше этот дополнительный нагрев заметно влияет на пропускную способность линий.

60. Рост диэлектрических потерь в масле не вызывает немедленного изменения диэлектрических характеристик кабельной изоляции в целом, но заметное старение масла и ухудшение его диэлектрических свойств может постепенно привести к ухудшению характеристик всего бумажного пропитанного изолирующего слоя кабеля.

61. Определение тангенса угла диэлектрических потерь в пробах масла производится с помощью стационарных мостов переменного тока. Испытания проводятся при температурах, близких к рабочим (обычно при 100

С) в специальном сосуде согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

62. К отбору проб масла из различных элементов кабельных линий предъявляется ряд требований согласно приложению 5 к настоящим Методическим указаниям, соблюдение которых предотвращает искажение характеристик отбираемых проб.

63. Количество растворенного в масле газа (степень дегазации) определяется с помощью прибора, схематически показанного на рисунке 1 согласно приложению 16 к настоящим Методическим указаниям. Прибор проверяется на натекание, а рекомендуемое соотношение между объемом прибора и объемом масла в нем не менее 10.

64. Степень дегазации масла определяется по давлению газа, выделяющегося из него при впуске масла в сосуд, из которого с помощью специального устройства (абсорбциометра) предварительно откачан воздух до остаточного давления (ниже давления насыщения испытуемого масла).

65. При испытании масла на линии или в масляном хозяйстве прибор присоединяется непосредственно к объекту (баку давления, муфте, дегазационной установке).

66. При определении степени дегазации в лабораторных условиях проба масла отбирается в специальный сосуд, согласно рисунку 2 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям.

До взятия пробы масла сосуд должен быть с остаточным давлением 1,3 Па (0,01 миллиметра ртутного столба (далее - мм рт. ст.)).

При открытом верхнем кране и закрытом нижнем сосуд заполняется маслом, затем открывается нижний кран и через сосуд проливается трехкратный объем масла. После пролива масла закрывается сначала нижний кран, а затем верхний. Сосуд до начала измерений имеет температуру отбираемого масла, для чего его доставляют в лабораторию в термостате (например, в банке с подогретым маслом).

67. Степень дегазации масла, имеющего большую вязкость (например, марки С-220), определяется после предварительного его подогрева до температуры 60

70

С.

68. При всех операциях с маслом при испытаниях на степень дегазации принимаются меры, предотвращающие соприкосновение его с воздухом. Указания по работе с прибором для определения степени дегазации даны в приложении 6 к настоящим Методическим указаниям.

69. Измерение коэффициента пропитки кабельной линии (определение количества нерастворенного газа в изоляции) производится при пропиточном испытании после прокладки или ремонта линии, а также в процессе эксплуатации по мере необходимости (подозрение на попадание воздуха в линию или разложение масла при ионизационных процессах) на каждой фазе каждой секции.

70. Измерение коэффициента пропитки кабельной линии низкого давления производится подключением вспомогательного бака давления и сливной трубки с вентилем и манометром к фазе, которая подвергается испытанию. Давление во вспомогательном баке такое, чтобы избыточное давление в самом верхнем участке было бы в пределах 0,049 - 0,098 МПа (0,5

1,0 кгс/см²) для кабелей в алюминиевой и в свинцовой оболочке. Разрешается подключение вспомогательного бака давления на верхнем конце испытуемой фазы.

71. Вентили на рабочих баках давления фазы секции, подвергающейся испытанию, перекрыты, а вентиль вспомогательного бака

открыт.

72. Фаза секции, подвергающейся испытанию, выдержана при давлении испытания в течение 1 часа, после чего вентиль вспомогательного бака закрывается, вентиль сливной трубки

открывается и масло выпущено в мерный цилиндр. После окончания выпуска масла вентиль сливной трубки перекрывается и восстанавливается рабочая схема подпитки линии.

73. Измерение коэффициента пропитки кабельной линии высокого давления производится при снижении давления от 1,48 Мпа (15 кгс/см²) до 0,098 МПа (1,0 кгс/см²) в верхней точке линии при отключенном подпитывающем агрегате сливом масла через коллектор агрегата.

74. Коэффициент пропитки в МПа^-1 (кгс/см²)^-1 определяется по выражению:

(1)

где

V

объем масла, слитого из фазы секции, кубический метр (далее - м³);

V

объем масла, содержащегося в фазе, м³;

P

разность давлений в фазе перед началом и после окончания слива масла, МПа (кгс/см²).

81. Коэффициент пропитки, измеренный при пропиточном испытании кабельной линии после ее прокладки и монтажа, должен быть не более 60

10^-4 при измерении давления в мега Паскалях (6

10^-4 при измерении давления в кгс/см²). Форма протокола пропиточных испытаний приведена согласно приложению 7 настоящих Методических указаний.

75. Отбор проб масла производится бригадой, занимающейся эксплуатацией масляного хозяйства, в соответствии с графиком работ.

76. Бригада, производящая отбор проб масла, имеет разводной ключ, ведро, противень, обтирочный материал. При отборе проб масла из таких элементов кабельной линии, как баки давления, соединительные муфты, бригада, производящая отбор проб, имеет бак давления, заполненный дегазированным маслом, и соединительные шланги (свинцовые трубки или трубки из маслостойкой резины) с накидными гайками.

77. Отбор проб масла и восполнение убыли его в различных элементах линии (от вспомогательного бака давления) производится с соблюдением всех необходимых мер, предотвращающих попадание воздуха в кабельную линию.

78. Перед отбором проб масла тщательно протираются и очищаются сливные краны и патрубки, а также производится промывка отбираемым маслом сливных деталей и посуды, в которую производится отбор проб.

79. После отбора проб все части, смоченные маслом, протираются сухой чистой ветошью без ворса. Через 3

4 часа после взятия пробы убеждаются в отсутствии течи из уплотнений.

80. В приложении 8 к настоящим Методическим указаниям приведен порядок отбора проб масла из различных элементов маслонаполненных линий.

81. Отбор проб масла из линии высокого давления производится после предварительного понижения давления в линии (верхняя точка) до 0,098

0,196 МПа (1

2 кгс/см²).

При наличии специальных вентилей для отбора проб масла на линиях высокого давления не требуется предварительное понижение давления.

82. Отбор проб масла желательно производить в периоды вывода из работы оборудования в капитальный или текущий ремонт. При отборе проб масла из линий высокого давления восполнение убыли масла производится автоматически от подпитывающего агрегата при восстановлении нормального давления.

83. Отбор проб масла из камер низкого давления концевых муфт и баков давления, подсоединенных к ним, производится так же, как и отбор проб масла из линии низкого давления.

84. Отбор проб масла в эксплуатации производится в сроки, установленные нормами испытания электрооборудования.

85. Отбор на испытание проб масла и изоляционной жидкости производят при вводе в эксплуатацию, через 1 год. Затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

86. Пробы масла отбираются из концевых, стопорных, полустопорных муфт, баков питания, баков давления и подпитывающих агрегатов.

87. При ухудшении характеристик масла (более чем на 30 % за срок между испытаниями) сроки между отборами проб масла сокращаются в зависимости от местных условий.

88. Дополнительные отборы проб масла производятся после ремонтных работ, связанных с полной или частичной заменой масла в различных элементах кабельных линий. Пробы масла отбираются по окончании ремонтно-восстановительных работ и дополнительно через 3

6 месяцев.

89. Если отобранные пробы масла не будут удовлетворять установленным нормам, производится вторичный отбор проб масла. При повторном получении неудовлетворительных результатов вопрос о дальнейшей работе линии (и мероприятия по устранению дефекта) решается главным инженером электрической сети (электростанции).

90. Определение степени дегазации масла и пропиточные испытания производятся после ремонтных работ на линиях, а также по специальному решению главного инженера электрической сети (электростанции).

91. Для всех типов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110 кВ

характеристики масел (пробивное напряжение: не менее 45 кВ, кислотное число не более 0,01 мг гидроксида калия КОН на 1 г масла, степень дегазации: не более 1,0 %)) при вводе в работу и в эксплуатацию.

92. Значения тангенса угла диэлектрических потерь масла (далее - tgd) (при 100

С) при вводе в работу в процессе эксплуатации (в зависимости от срока эксплуатации) удовлетворяют значениям, приведенным в таблице 3 приложения 16 к настоящим Методическим указаниям.

Содержание растворенного газа в масле (степень дегазации) не выше 1 процент (далее - %), а содержание нерастворенного газа в масле (результат пропиточного испытания) - не выше 0,1 %.

93. При сохранении значений tgd в пределах, указанных в таблице 4 согласно приложению 16 к настоящим Методическим указаниям, производится только регистрация их значений.

94. Если в каком-либо элементе линии от испытания к испытанию отмечается прогрессирующее ухудшение характеристик масла (в первую очередь значений пробивного напряжения и tgd), то за таким элементом устанавливается более тщательный контроль, сокращая сроки испытания в 2

3 раза.

95. При возрастании значений tgd выше значений, приведенных в таблице 4 согласно приложению 16 к настоящим Методическим указаниям, принимаются меры по частичной или полной замене масла в линии или секции, исходя из местных условий.

96. Если резкое изменение характеристик масла имеет местный характер (например, только в какой-то муфте), то смена масла производится именно в этом элементе, вслед за тем устанавливается усиленное наблюдение за характеристиками масла в нем.

97. Резкое увеличение в кабельной линии количества нерастворенного газа (в одной фазе или в одной секции, по сравнению с количеством газа, определенным после окончания монтажа) сопровождается повышением давления выше допустимых пределов. Это свидетельствует о появлении опасных процессов в изоляции, связанных с разложением масла, и такая линия отключается. В этих случаях производится анализ состава газа, присутствующего в масле. Присутствие заметного количества водорода в газе подтверждает наличие разложения масла. В зависимости от местных условий на таких линиях (секциях) принимаются меры по восстановлению изоляции (смене масла) или замене кабелей.

98. Для кабельных линий низкого и высокого давлений применяется различное масло, поэтому хранение и обработка его производятся раздельно (во избежание смещения).

99. Организации, эксплуатирующие маслонаполненные кабельные линии, имеют масляное хозяйство, включающее:

1) емкости для хранения кабельных масел;

2) установку для регенерации (очистки) масел;

3) установку для дегазации масел (обычно передвижная);

4) оборудование и приспособления для заполнения маслом отдельных элементов линий.

100. Эксплуатация масляного хозяйства осуществляется бригадой специально обученных рабочих (монтеров во главе с мастером).

101. Наблюдение и контроль за качеством масел осуществляется персоналом специальной лаборатории.

102. Запас масла для ремонтных работ на линии, не должен снижаться ниже 1 тонны.

103. Для энергосистем, эксплуатирующих кабельные линии, масса масла в которых превышает 100 тонн, неснижаемый запас масла должен быть не менее 5 % от находящегося в кабельных линиях.

Глава 5. Ремонт кабельных линий

104. Ремонт кабельных линий производится по план-графику, разработанному на основе данных записей в журналах и по данным диспетчерских служб. Очередность ремонтов, требующих немедленного выполнения, устанавливается руководством электрической сети (электростанции).

105. В процессе эксплуатации на кабельных линиях выполняются текущие и капитальные ремонты.

106. К текущим ремонтам кабельной линии относятся:

1) устранение течей и мелких неисправностей в кабелях и кабельной арматуре;

2) устранение неисправностей в маслоподпитывающей аппаратуре и маслоподпитывающих агрегатах;

3) замена различных элементов маслоподпитывающей аппаратуры и агрегатов (баков давления или питания, вентилей, маслонасосов, перепускных или обратных клапанов);

4) смена масла в баках, муфтах, секциях кабельных линий;

5) устранение неисправностей различного вспомогательного оборудования, установленного в туннелях, колодцах, подпитывающих пунктах, вентиляционных устройств, дренажных насосов, освещения, устройств пожарной сигнализации и пожаротушения;

6) устранение мелких дефектов в строительной части сооружений, возведенных для маслонаполненных кабельных линий.

107. Текущий ремонт выполняется бригадой под руководством мастера по эксплуатации линий.

К капитальному ремонту, который выполняется специализированными монтажными организациями в соответствии с указаниями монтажных инструкций заводов-изготовителей кабелей, относятся монтаж муфт и вставок (или замена секций).

108. При производстве ремонтов маслонаполненных кабельных линий обеспечивается необходимое избыточное давление в поврежденной кабельной линии.

109. Во время текущего ремонта колодцев и туннелей выполняются следующие работы:

1) очистка от пыли и грязи кабеля, муфт и самого колодца;

2) проверка крепления кабеля клицами и при необходимости подтяжка креплений, замена негодных кронштейнов;

3) ремонт осветительной сети, ремонт и проверка всего электрического оборудования системы вентиляции;

4) проверка работы и осмотр водоотливного агрегата;

5) ремонт металлических дверей, люков, лестниц, замков, окраска и смазка их.

110. Во время текущего ремонта подпитывающего пункта производится:

1) уборка помещения, очистка от пыли и грязи баков питания, баков давления, манометров, коллекторов и другого оборудования;

2) осмотр всего оборудования и маслоподпитывающих устройств в целях обнаружения неисправностей, устранения течей масла, уплотнения кранов и коллекторов;

3) проверка и ремонт электрического щита и влагоуловителей.

111. Текущие ремонты баков питания и давления производятся со снятием их и заменой на время ремонта резервным баком (пункт 1 приложения 9 к настоящим Методическим указаниям).

112. Текущий ремонт подпитывающей аппаратуры на линиях низкого давления включает устранение течей масла, ремонт кранов, смену маслоуказательных стекол, окраску баков и при неудовлетворительных характеристиках масла промывку их свежим дегазированным маслом.

113. Текущие ремонты концевых муфт, производимые на отключенных линиях (не реже 1 раза в 2 года), включают устранение течей масла через уплотняющие прокладки, подтяжку болтов, протирку всех частей муфт.

114. При текущих ремонтах трубопроводов линий высокого давления, проложенных в туннелях, выполняют:

1) восстановление лаковых покрытий на трубопроводе, его подвесках и опорах;

2) проверку креплений трубопроводов на подвесках и опорах;

3) проверку и смену изолирующих прокладок на подвесках и опорах, крепящих медные разветвительные трубы (на концевых устройствах).

115. Течь в стальном трубопроводе немедленно устраняется. В зависимости от степени интенсивности утечки масла ремонт производится или при понижении давления в линии или при ее полном отключении (пункт 2 приложения 9 к настоящим Методическим указаниям).

116. Ремонт маслоподпитывающего агрегата производится при выводе в ремонт всей кабельной линии. При наличии нескольких подпитывающих агрегатов (обслуживающих несколько кабельных линий) выводу в ремонт одного из них предшествует перевод питания линии на другой, находящийся в работе. Так как основные элементы маслоподпитывающих агрегатов дублированы (нагнетательные маслонасосы, перепускные клапаны, обратные клапаны), ремонты оборудования в одной из рабочих ветвей возможны при сохранении в работе другой рабочей ветви подпитывающего агрегата.

117. Указания по ремонту основных элементов маслоподпитывающих агрегатов приведены в пункте 3 согласно приложению 9 к настоящим Методическим указаниям. Причины аварийных режимов работы подпитывающих агрегатов и методы обнаружения неисправностей, а также рекомендации по устранению неисправностей приведены в пункте 4 согласно приложению 9 к настоящим Методическим указаниям.

118. При выполнении текущих ремонтов концевых устройств устраняются небольшие течи во фланцевых соединениях медных разветвительных труб и принимаются меры к устранению перегрева фланцевого соединения.

119. Сильные течи во фланцевых соединениях, в местах сварок медных разветвительных труб и нарушения герметичности камер высокого давления концевых муфт устраняются при капитальном ремонте концевых устройств и концевых муфт.

Указания по текущему и капитальному ремонту концевых устройств приведены в пункте 5 согласно приложению 9 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 6. Защита кабельных линий от коррозии

120. Металлические оболочки кабелей в коррозионно-опасных зонах должны быть защищены от коррозии.

121. Наиболее опасными в отношении коррозии металлических оболочек кабелей являются районы с электрифицированным транспортом, работающим на постоянном токе (метрополитен, трамвай, железная дорога), или районы, по которым проходят линии электропередачи постоянного тока системы "провод-земля", а также с почвами, агрессивными по отношению к свинцу и алюминию.

122. Мероприятия по защите кабельных линий от коррозии, предусматриваемые проектом или осуществляемые в процессе эксплуатации, согласовываются с местной организацией, которая координирует работу по защите металлоконструкций от коррозии, а где такие организации отсутствуют - с организациями, эксплуатирующими расположенные в непосредственной близости подземные металлические сооружения и сооружения, являющиеся источниками блуждающих токов.

123. Мероприятия по защите кабелей от коррозии разрабатываются на стадии проектирования.

124. В процессе эксплуатации в коррозионно-опасных зонах производятся измерения блуждающих токов согласно приложению 10 к настоящим Методическим указаниям, определяются степень коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод согласно приложению 11 к настоящим Методическим указаниям, составляется и периодически корректируется карта коррозионных зон кабельной сети.

125. Для этого на совмещенных планах расположения кабельных линий и трамвайных сооружений (рельсовых путей, отсосов, питающих центров) по данным наблюдений наносятся диаграммы потенциалов и плотностей блуждающих токов, а также указываются места расположения агрессивных почв.

126. На основании анализа данных о коррозионных зонах диаграммы потенциалов рельсовой сети, а также данных об имевших место случаях повреждений кабелей электрокоррозией устанавливаются места, где в первую очередь производятся измерения блуждающих токов и потенциалов на кабелях.

127. Во всех случаях, когда маслонаполненные линии расположены в зонах действия блуждающих токов, в кабельных колодцах и питающих пунктах этих линий оборудуются контрольные пункты для производства измерений.

128. После анализа результатов первых измерений блуждающих токов, а также после принятия мер по защите кабелей (или мер по снижению уровней блуждающих токов) намечаются и уточняются дальнейшие мероприятия по борьбе с электрокоррозией.

129. По результатам измерений определяются средние значения потенциалов и строятся диаграммы потенциалов кабеля. При этом следует учитывать стационарный потенциал на металлической оболочке кабеля по отношению к медносульфатному электроду (для свинца

0,48 вольт (далее

В), для алюминия

0,7 В).

130. По результатам измерений разности потенциалов определяется в исследуемой зоне наличие того или иного вида коррозии.

Если измеряемая разность потенциалов изменяется по значению и знаку или только по значению, то это указывает на наличие в земле блуждающих токов. Если измеряемая разность потенциалов имеет устойчивый характер, то это указывает на наличие в земле токов почвенного происхождения либо токов от линий передачи постоянного тока по системе "провод-земля", если таковые имеются в данном районе.

131. Материалы измерений обрабатываются и по ним строятся графики потенциалов отдельно для каждого сооружения и линии.

Графики дополняются сведениями о плотностях натекающих истекающих токов, а также данными о направлениях и значениях сквозных токов, текущих по оболочкам кабелей (или по другим подземным сооружениям).

132. Защита кабельных линий низкого давления от коррозии на стадии проектирования, сооружения и эксплуатации осуществляется:

1) рациональным выбором трассы прокладки и марки кабеля (с учетом коррозионной активности окружающей среды, наличия блуждающих токов и типа защитных покровов кабеля);

2) соблюдением всех норм и правил прокладки и монтажа кабельных линий, обеспечивающих целостность защитных покровов самих кабелей и участков, примыкающих к соединительным муфтам.

133. Для кабелей с алюминиевыми оболочками контроль, за состоянием изоляции защитных покровов осуществляется на всех этапах прокладки и монтажа кабельной линии, а также периодически в процессе эксплуатации измерением сопротивления изоляции защитного покрова.

134. При строительстве кабельной линии из поливинилхлоридного пластиката защитный покров каждой строительной длины кабеля после прокладки и засыпки траншеи грунтом непосредственно перед монтажом муфт выдерживает испытание повышенным выпрямленным напряжением 10 кВ в течение 1 минуты.

Напряжение прилагается между:

1) металлическими лентами упрочняющего покрова или металлической оболочкой кабеля и заземлением кабельной линии;

2) активной электрозащитой участков кабельной линии, проложенных в коррозионно-опасных зонах (в коррозионно-активных грунтах и водах и в зонах с наличием блуждающих токов).

135. Кабельные линии подлежат защите от коррозии, вызываемой блуждающими токами, в анодных и знакопеременных зонах:

1) при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением выше 20 Ом на метр (далее - Ом

м) и значений среднесуточной плотности тока, стекающего в землю, выше 0,15 милли Ампер/ дециметр в квадрате (далее - мА/дм²);

2) при прокладках в грунтах с удельным сопротивлением менее 20 Ом

м независимо от плотности тока, стекающего в землю.

136. При отсутствии достаточных данных о степени коррозионной

Активности грунтов защита на кабельной линии устанавливается, если потенциал в анодной зоне превышает плюс 0,2 В.

137. В процессе эксплуатации коррозионная ситуация по трассе кабельной линии меняется. При обнаружении коррозии оболочек кабельных линий разрабатываются мероприятия по предотвращению дальнейшего повреждения кабелей и замене поврежденных участков.

138. Защита стальных трубопроводов кабельных линий высокого давления и способы обнаружения повреждений и восстановления их защитных покровов осуществляются в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении 12 к настоящим Методическим указаниям.

139. Систематически следят за выполнением мероприятий, проводимых управлениями электрифицированного транспорта по уменьшению блуждающих токов в земле (систематическое получение и изучение потенциальных диаграмм рельсовой сети, результатов проверки состояния рельсовых стыков) в соответствии с требованиями согласно СНиП РК 2.01-19-2004 "Защита строительных конструкций от коррозии".

140. При обнаружении во время обходов и осмотров неисправностей в устройствах путей трамвая и электрифицированных железных дорог добиваются проведения управлениями по эксплуатации трамваев и электрифицированных железных дорог мероприятий по сварке рельсовых стыков, устройству надежных отсосов и других мер, обеспечивающих более низкий уровень блуждающих токов.

141. Разрушение оболочек кабелей блуждающими токами происходит там, где они находятся под положительным потенциалом (в анодных зонах). Поэтому задача защиты кабелей от коррозии заключается в том, чтобы погасить или свести до минимума положительные потенциалы на оболочках кабелей. Это достигается установкой электродренажей различных типов, применением катодной защиты (подача на оболочки отрицательного потенциала от специальных источников), установкой протекторов, заземлителей и перепаек кабелей.

142. Выбор средств и способов защиты кабельных линий от электрокоррозии определяется типом (маркой) проложенных кабелей, а также степенью опасности их коррозионного разрушения (приложение 13 к настоящим Методическим указаниям).

143. Применение различного вида электрических способов защиты удовлетворяет требованиям согласно СНиП РК 2.01-19-2004 "Защита строительных конструкций от коррозии". Сведения о защитных устройствах, выпускаемых промышленностью, приведены в приложении 14 к настоящим Методическим указаниям.

Сведения об особенностях защиты от коррозии кабелей в алюминиевых оболочках приведены согласно приложению 15 к настоящим Методическим указаниям.

144. Все случаи коррозионных повреждений регистрируются. Основным учетным документом по коррозионному повреждению является акт коррозионного обследования кабельной линии. Результаты обследований и случаи повреждений заносятся в паспортную карту кабельной линии.

Глава 7. Испытания кабельных линий

145. После прокладки и перед вводом в эксплуатацию кабельные линии, устройства заземления экранов и их защитные аппараты (ограничители перенапряжений) подвергаются испытаниям в соответствии с требованиями завода изготовителя.

146. В процессе эксплуатации кабельные линии подвергаются испытаниям повышенным напряжением от испытательных электроустановок. Величина и частота (50 Герц (далее

Гц), СНЧ 0,1 Гц, выпрямленное напряжение) испытательного напряжения должна быть согласована с заводом изготовителем и не должна превышать значения, указанные в пункте 155.

147. Вместе с кабелем испытываются концевые и соединительные муфты. Измерение сопротивления изоляции линии производится до и после испытания повышенным напряжением. После аварийных отключений проводятся внеочередные испытания.

148. Значения величин испытательного выпрямленного напряжения и испытательного напряжения частоты 50 Гц, для маслонаполненных кабельных линий приведенные ниже:

1) номинальное напряжение, кВ 110 220 330 500;

2) испытательное выпрямленное напряжение, кВ 285 450 670 865;

3) испытательное напряжение частоты 50 Гц, кВ. 100 220 330;

4) продолжительность испытания каждой фазы 15 минут.

156. Испытания маслонаполненных кабелей напряжением частоты 50 Гц производятся в тех случаях, когда на предприятии отсутствуют испытательные установки постоянного тока и при наличии силовых (испытательных) трансформаторов высокого напряжения на соответствующие напряжение и мощность. При этом для исключения резонансных явлений выполняют проверочные расчеты.

149. Испытание маслонаполненных кабельных линий на напряжение 500 кВ производится с приложением меньших значений напряжения частоты 50 Гц, чем это предусмотрено в пункте 155 настоящих Методических указаний. Значения испытательных напряжений частоты 50 Гц в этом случае для каждой фазы по отношению к земле, в зависимости, от длительности приложения испытательных напряжений приведены ниже.

Испытательное напряжение частоты 50 Гц, кВ............ 290 303.

Продолжительность испытаний, часов.............................. 24 15.

150. При испытании маслонаполненных кабельных линий повышенным выпрямленным напряжением измеряются токи утечки, которые на последней минуте испытаний не превышают: для линий 110 кВ

200 мкА на 1 км длины, для линий 220 кВ

250 мкА на 1 км длины линии.

Для линий 150, 330 и 500 кВ регламентированные значения токов утечки устанавливаются после накопления опыта.

Разница в токах утечки по фазам не превышает 50 %.

При оценке состояния линии принимаются во внимание результаты предыдущих испытаний.

151. Линия считается выдержавшей испытания, если при их проведении не произошло пробоя изоляции или перекрытия по концевым муфтам, а также не наблюдалось толчков тока или его повышения, а значения токов утечки для линий 110 и 220 кВ не превышают указанные выше нормы. Для линий 330 кВ и 500кВ в процессе испытаний не наблюдается толчков тока утечки или его повышения после того, как он достиг установившего значения.

152. При строительстве кабельной линии, через год после ввода, а затем через каждые 3 года защитный покров (шланг, оболочка) из поливинилхлоридного пластиката каждой строительной длины кабеля, после прокладки и засыпки должен выдержать испытание повышенным выпрямленным напряжением 10 кВ в течение 1 мин. Напряжение должно быть приложено между металлическими лентами упрочняющего покрова или металлической оболочкой кабеля (экраном) и заземлением кабельной линии.

153. Проверка состояния устройства заземления экранов выполняется перед вводом в эксплуатацию кабельной линии и в процессе ее эксплуатации. Внеочередная проверка устройства заземления экранов кабельной линии из сшитого полиэтилена выполняется в случае отключения кабельной линии действием релейной защиты после протекания токов короткого замыкания.

Глава 8. Определение мест утечек масла на линиях

154. При появлении заметных утечек масла срабатывает сигнализация о падении давления в поврежденной секции. На линию направляется бригада для снятия точных показаний давлений в секции и осмотра всего доступного оборудования секции.

155. Потери масла в линии пополняются и принимаются меры к поиску течи масла. Организуют наблюдение за показаниями манометров для определения скорости падения давления масла в секции и потери масла.

Если при осмотрах не будет обнаружено место утечки масла, то оно устанавливается в дальнейшем перекрытием масляного канала кабеля примерно в середине секции и измерением давлений в каждой половине секции. Процесс деления участков кабельной линии пополам продолжается до тех пор, пока не обнаружится повреждение согласно приложению 17 к настоящим Методическим указаниям.

156. Перекрытие масляного канала осуществляется либо закрытием обходных вентилей на стопорах (либо полустопорах), либо замораживанием кабеля в промежуточных кабельных колодцах или в специально для этого вскрытых местах.

157. Потери масла устанавливаются измерением падения давлений манометрами. По полученным данным строятся кривые (графики) изменения давлений в функции времени. Сравнением кривых двух испытуемых участков определяется местонахождение утечки масла. Этот метод применим при значительных утечках масла через неплотности и повреждения оболочек кабеля.

158. Замораживание кабеля производится с помощью металлической разъемной муфты длиной 400 мм и диаметром 130

140 мм с двойными стенками. В месте замораживания с кабеля снимаются защитные покровы. Промежуток между стенками кожуха для создания хорошей теплоизоляции заполняется стекловатой. Места стыков обеих полумуфт и зазоры между муфтой и кабелем уплотняются резиновыми прокладками.

159. Кожух имеет два отверстия: одно (в виде воронки) для заливки замораживающего вещества, а другое

для выхода воздуха и испарения охлаждающей жидкости.

Для увеличения термоизоляции муфты она помещается в ящик, также заполняемый стекловатой. В качестве замораживающего вещества применяется жидкий азот. Масло в кабеле замораживается и превращается в твердую монолитную массу при температуре минус 65 - 70

С.

160. Для поддержания кабеля в замороженном состоянии расход жидкого азота составляет примерно 1,5 килограмма в 1 час. На металлическую оболочку кабеля и его бумажно-пропитанную изоляцию, как и на само масло, замораживание вредного влияния не оказывает.

161. При очень слабых утечках масла, определить место утечки масла по вышеуказанной методике невозможно. Так как в настоящее время отсутствует методика, позволяющая определять местонахождение малых утечек масла на линиях, проложенных в земле (потери масла около 4

5 литров в месяц), а вскрытие (раскопка) целой секции линии является сложным и дорогостоящим, оставляют такие линии в эксплуатации, обеспечивая регулярное пополнение маслом подпитывающей аппаратуры.

Глава 9. Правила приемки кабельных линий в эксплуатацию

162. Эксплуатирующая организация производит технический надзор в процессе прокладки и монтажа кабельных линий.

Выполняющий технический надзор знакомится с проектом прокладки и монтажа кабельной линии. Перед прокладкой проверяет по документам и осмотрам состояние и качество кабелей на барабанах, проверяет давление масла в подпитывающей аппаратуре на барабанах, а также комплектность, состояние и качество кабельных муфт и монтажных материалов. В процессе прокладки следят за тем, чтобы строго соблюдались допустимые радиусы изгиба кабеля и усилия тяжения не превышали допустимых расчетных, а также следят за выполнением мероприятий по защите кабелей от коррозии, предусмотренных проектом.

163. Выполняющий надзор требует от производителя работ устранения всех замеченных дефектов и нарушений. При отказе производителя работ выполнить требования по устранению замеченных дефектов и недостатков выполняющий технический надзор ставит об этом в известность свою администрацию.

164. Вновь смонтированная кабельная линия принимается в эксплуатацию комиссией в составе представителей монтажной и эксплуатирующей организаций. Председателем комиссии назначается представитель эксплуатирующей организации.

165. Кроме приемки собственно кабельной линии принимается весь комплекс сооружений, относящийся к маслонаполненной линии:

1) маслоподпитывающие устройства;

2) помещения маслоподпитывающих устройств и все вспомогательное оборудование этих помещений (освещение, вентиляция, дренажные устройства);

3) кабельные колодцы для стопорных, соединительных и соединительно-разветвительных муфт и все относящиеся к ним оборудование;

4) туннели, каналы, "мертвые" (препятствуют любым, и линейным, и угловым перемещениям кабеля) опоры и разветвительные устройства;

5) антикоррозионная защита;

6) система сигнализации и автоматики, установленная на линии.

166. Для приемки в эксплуатацию строительных сооружений (помещений маслоподпитывающих устройств, колодцев, туннелей) в приемочную комиссию рекомендуется от эксплуатирующей организации включать специалиста-строителя.

167. Комиссия по приемке кабельной линии в эксплуатацию проверяет техническую документацию, производит обход трассы кабельной линии, производит осмотр кабельных сооружений и проверку по месту выполненных работ, а также знакомится с результатами испытания кабельной линии.

168. Соответствующими протоколами испытаний и опробования подтверждается исправное действие всех элементов оборудования и сооружений и соответствие их проекту.

169. Приемку кабельных линий высокого давления с учетом разного характера сооружений, относящихся к ним (стальной трубопровод, "мертвые" опоры, разветвительные устройства, подпитывающие агрегаты, вентиляция туннелей), производят по результатам специально проводимых нагрузочных испытаний или данных наблюдений за работой линии в период их временной эксплуатации (комплексного опробования).

170. При сдаче кабельной линии в эксплуатацию предъявляется документация, представленная в приложении 19 к настоящим Методическим указаниям.

171. Кабели на напряжение 110-500 кВ испытываются через 3 года после ввода в эксплуатацию и в последующем 1 раз в 5 лет.

172. Приемка в эксплуатацию кабельной линии оформляется актом, в котором отмечается:

1) наименование организации, производившей сооружение и монтаж кабельной линии;

2) фамилия, имя, отчество (если оно указано в документе, удостоверяющем личность) производителя работ;

3) фамилия, имя, отчество (если оно указано в документе, удостоверяющем личность) представителя эксплуатации, наблюдавшего за работами;

4) наименование и назначение линии и место прокладки;

5) краткая характеристика линии (марка, сечение, напряжение, длина, тип муфт и их количество);

6) соответствие выполненных работ действующим правилам и нормам;

7) заключение о пригодности линии для эксплуатации.

173. К акту прилагаются все документы, перечисленные в приложении 19 к настоящим Методическим указаниям и их опись.

Глава 10. Техническая документация

174. После приемки кабельной линии эксплуатирующая организация оформляет всю техническую документацию по данной кабельной линии.

На каждую кабельную линию заводится паспорт, содержащий все технические данные по линии и систематически пополняемый сведениями по ее испытаниям, ремонту и эксплуатации, согласно приложению 20 к настоящим Методическим указаниям. В соответствии с местными инструкциями (в зависимости от структуры предприятия) некоторые данные по эксплуатации кабельных линий (например, по нагрузкам и испытаниям) заносятся в другие документы.

175. На каждую кабельную линию заводится архивная папка, в которой хранится паспорт кабельной линии и вся техническая документация, перечисленная в приложении 19 к настоящим Методическим указаниям, а также протоколы испытания кабеля в процессе эксплуатации, акты повреждений линий.

176. В процессе эксплуатации ведутся и заполняются журналы:

1) результатов анализа проб масла;

2) обходов и осмотров трасс линий;

3) контроля давления масла в линии;

4) состояния средств антикоррозионной защиты;

5) записи дефектов оборудования;

6) наблюдения за водоотливными и вентиляционными агрегатами и освещением колодцев.

При осмотре сооружений маслонаполненной линии составляются ведомости дефектов строительной части этих сооружений.

176. Сроки хранения журналов и другой эксплуатационной документации устанавливаются местными инструкциями.

Глава 11. Требования техники безопасности при эксплуатации кабельных линий

177. Требования техники безопасности Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

178. При эксплуатации кабельных линий особое внимание уделено вопросам безопасности производства ремонтных работ по кабелям, проложенным в зданиях и на территории электрических станций и подстанций, и вопросам безопасности при проведении испытаний оборудования измерений.

179. Для обеспечения безопасности кабельных линий свыше 110 кВ охранная зона устанавливается

1 метр от крайнего кабеля.

Глава 12. Правила пожарной безопасности при эксплуатации кабельных линий

180. При эксплуатации кабельных линий руководствуются требованиями Правилам пожарной безопасности для энергетических предприятий.

Приложение 1 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Рекомендуемый состав специального засыпного грунта

1. Засыпку траншей с кабелем осуществляют смесью гравия с песком. Весовое соотношение гравия и песка составляет 1:1.

2. Размер зерен гравия не более 15 миллиметр (далее

мм).

3. Составные части тщательно перемешаны до получения однородной смеси.

4. Гравий заменяется на щебенку, той же фракции.

5. Если имеется возможность выбора песка или гравия по минеральному составу, отдают предпочтение кварцу, граниту, известняку, песчаннику (в порядке перечисления).

6. Для контроля качества специального засыпного грунта с каждого километра засыпанной этим грунтом равномерно по длине кабельной линии отбирают три образца массой не менее 5 килограмм каждый, на которых проводят измерения значения удельного теплового сопротивления, которое не превышает 120-130 (

С

см/Вт) в сухом состоянии (влажность 0 процентов).

Приложение 2 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных
кабелей напряжением 110 - 220 кВ

Токовые нагрузки для кабелей приведены в таблицах 2.1

2.6 настоящего Приложения 2, где в числителе приведены длительно допустимые токовые нагрузки для среднерасчетных условий. В знаменателе приведены токовые нагрузки для условий, когда коэффициент нагрузки не превышает 0,8 максимального расчетного значения.

Таблица 2.1.

Кабели низкого давления марки МНСА на напряжение 110 кВ

Сечение жил, миллиметр квадратный (далее мм2)	Токовая нагрузка, А, при прокладке
	в земле одной цепи	в земле двух параллельных цепей	в воздухе
120	286/333	248/311	389
150	322/377	278/352	452
185	358/420	307/391	512
240	407/478	349/445	584
270	430/506	368/470	623
300	447/527	381/488	655
350	479/566	407/524	713
400	507/600	430/554	765
500	553/657	467/606	861
550	574/683	484/628	902
625	600/715	504/657	959
800	650/778	542/711	1080

Таблица 2.2.

Кабели высокого давления марки МВДТ (маслонаполненный, высокого давления в туннеле) на напряжение 110 кВ

Сечение жил, мм2	Токовая нагрузка, А, при прокладке
	в земле одной цепи	в земле двух параллельных цепей	в воздухе
120	263/300	233/284	371
150	295/337	259/318	421
185	327/375	286/353	474
240	372/429	320/403	553
270	393/454	341/425	589
300	415/479	359/448	627
400	471/547	405/510	735
500	517/602	440/559	826
550	533/622	460/577	860
625	561/656	472/606	925
700	578/677	484/624	962

Таблица 2.3.

Кабели низкого давления марки МНСА на напряжение 220 кВ

Сечение жил, мм2	Токовая нагрузка, А, при прокладке
	в земле одной цепи	в земле двух параллельных цепей	в воздухе
300	391/453	322/413	567
350	416/483	336/438	614
400	438/511	353/462	659
500	472/553	373/495	736
550	488/573	382/511	771
625	504/594	390/526	817
800	535/634	412/556	915

Таблица 2.4.

Кабели высокого давления марки МВДТ на напряжение 220 кВ

Сечение жил, мм2	Токовая нагрузка, А, при прокладке
	в земле одной цепи	в земле двух параллельных цепей	в воздухе
300	369/422	333/385	534
400	416/479	371/431	631
500	445/514	392/457	700
550	457/529	401/469	730
625	468/543	407/476	769
700	479/557	414/486	800

Таблица 2.5.

Кабели низкого давления марок МНАШВУ (маслонаполненный, низкого давления, в алюминиевой оболочке, в шланге из поливинилхлоридного пластиката с усиленным защитным слоем под шлангом) и МНАГИВУ (маслонаполненный, низкого давления, в алюминиевой оболочке, гибкий, в шланге из поливинилхлоридного пластиката с усиленным защитным слоем) на напряжение 110 кВ*

Сечение жил, мм2	Токовая нагрузка, А, при прокладке в земле
	одной цепи кабелей с		двух параллельных цепей с
	гладкой оболочкой	гофрированной оболочкой	гладкой оболочкой	гофрированной оболочкой
120	266/307	-	233/289	-
150	294/342	-	256/320	-
185	324/379	-	279/354	-
240	360/420	-	315/390	-
270	377/442	382/445	323/411	327/414
300	391/459	399/466	335/426	335/430
350	-	420/492	-	358/456
400	-	439/514	-	372/477
500	-	468/551	-	396/510
550	-	482/570	-	406/525
625	-	499/590	-	418/542
800	-	528/627	-	439/573
*Оболочки соединены с обоих концов линии.

Таблица 2.6.

Кабели низкого давления марок МНАШВ (маслонаполненный, низкого давления, алюминиевая оболочка, защитный покров в виде шланга из поливинилхлоридного пластиката) и МНАГШВ МНАШВ (маслонаполненный, низкого давления, алюминиевая гофрированная оболочка, защитный покров в виде шланга из поливинилхлоридного пластиката) на напряжение 110 кВ

Сечение жил, мм2	Токовая нагрузка, А, при прокладке
	в земле1 одной цепи кабелей с		в земле1 двух параллельных кабелей с		в воздухе2
	гладкой оболочкой	гофрированной оболочкой			с гладкой оболочкой	с гофрированной оболочкой
			гладкой оболочкой	гофрированной оболочкой
120	281/326	-	245/306	-	369	-
150	306/360	-	266/330	-	422	-
185	331/389	-	285/363	-	475	-
240	366/434	-	315/400	-	532	-
270	383/452	390/458	328/420	334/425	563	570
300	405/477	405/477	344/443	344/440	595	600
350	-	432/510	-	368/473	-	648
400	-	452/534	-	383/495	-	690
500	-	484/578	-	408/530	-	756
550	-	499/593	-	420/545	-	786
625	-	516/615	-	432/564	-	827
800	-	545/653	-	453/594	-	905
1 Оболочки соединены с обоих концов линии. 2 Кабели проложены треугольником без зазора. Оболочки соединены с обоих концов линии.

Приложение 3 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Способы установки термодатчиков, методика контроля нагрева и определения температуры жил кабелей

1. Для установки термодатчика на кабелях, проложенных в грунте, необходимо:

1) вырыть на трассе кабельной линии котлован;

2) временно снять защитные покровы кабеля на участке длиной 250

300 мм (у торца котлована), установить и закрепить термодатчики;

3) ввести измерительные концы в стальной или иной трубке в удобное и безопасное от механических повреждений место, причем на длине 100

120 мм они располагаются на поверхности кабеля (трубопровода) вдоль его оси. По всей длине проводники от термодатчиков имеют металлические экраны, исключающие влияние электромагнитных полей на результаты измерений;

4) восстановить ранее снятые защитные покровы;

5) установить на концах вводимых проводов маркировочные бирки;

6) засыпать мелким грунтом и осторожно утрамбовать котлован.

2. При контроле нагрева кабелей низкого давления термодатчики (лучше всего малогабаритные термосопротивления) устанавливают на оболочки или на упрочняющие медные ленты.

На линиях высокого давления термодатчики устанавливают (в каждой из контрольных зон) сверху и снизу стального трубопровода.

Поверхность оболочки или трубы (в месте прилегания к ней термодатчика) очищена до блеска. Термодатчик приклеен и плотно прижат к оболочке или трубе несколькими витками тафтяной или смоляной ленты.

3. Установка термодатчиков на поверхности защитных покровов не допускается.

4. Измерение температуры кабеля производится не раньше, чем через 1 сутки после засыпки котлована, чтобы грунт в месте измерения имел установившуюся температуру.

5. Для измерения температуры окружающей среды закладываются (устанавливаются) отдельные термодатчики.

При прокладке в грунте температура окружающей среды измеряется на расстоянии 3

5 метра от крайнего кабеля на глубине прокладки кабелей в зоне, где отсутствуют источники тепла.

Для этого сверлят в грунте отверстие диаметром 100

150 мм на глубину прокладки кабеля, установить термодатчики, засыпают грунтом и утрамбовывают. Измерение температуры производится не ранее чем через 1 сутки после установки термодатчиков.

При прокладке кабелей в кабельных сооружениях температура воздуха измеряется на входе или выходе из сооружения в месте выброса теплого воздуха.

6. На маслонаполненных кабельных линиях, находящихся в эксплуатации более 25

30 лет, ведется систематический контроль нагрева кабелей.

7. Измерение температуры оболочек (труб) производится в течение не менее 1 суток с интервалом 2

3 часов с одновременной фиксацией нагрузочных токов.

При изменениях нагрузочного тока в пределах менее 20% от максимального за расчетное значение тока принимается его максимальное значение, сохраняющееся не менее 2 часов.

При значительных изменениях нагрузочного тока определяется его среднеквадратичное значение (за период наблюдения), которое и является расчетным.

8. Если глубина прокладки кабельных линий высокого давления не постоянна, то температуру нагрева кабелей определяют на максимальной и минимальной глубине прокладки.

На участках с большим уклоном на линиях высокого давления определяют температуру нагрева кабелей в наивысшей точке подъема. Это обусловлено возможностью появления на таких участках продольной конвекции масла в трубопроводе, приводящей к образованию более нагретых зон в верхних участках.

9. При контроле нагрева линий определяют нагрев разветвительных участков, особенно в местах их креплений, где возможно образование замкнутых магнитных контуров. Контроль температуры нагрева труб разветвлений необходим потому, что в результате значительных токов, которые индуктируются в медных трубах, их нагрев может превосходить, нагрев стального трубопровода.

10. Контрольные тепловые измерения на кабельных линиях, проложенных в туннелях, производятся при полностью включенной приточно-вытяжной вентиляции. Одновременно с измерениями температуры кабельных линий производятся измерения температуры входящего (в туннель) и выходящего воздуха, а также температуры наружного воздуха (вне туннеля). Если кабельные туннели секционированы (разделены перегородками в противопожарных целях или для осуществления расчетной схемы потоков воздуха), то контрольные измерения производятся в наиболее нагретых отсеках.

11. Определение температуры жилы q_ж по измеренной температуре

q_об кабелей низкого давления производится по выражению:

(2)

где I_оп

длительная максимальная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, А;

R_ж

активное сопротивление жилы, Ом/см;

Т_из

тепловое сопротивление изоляции,

С

(см/Вт);

W_д.п

диэлектрические потери, Вт/см.

Диэлектрические потери в изоляции кабеля W_д,п находятся из выражения:

W_д.п = U²wCtg d, (3)

где U

рабочее напряжение, В;

w - 2pf = 314, радиан в секунду;

С

емкость кабеля, Ф/см;

tg d

тангенс угла диэлектрических потерь при рабочей температуре (выбирается по стандарту и обычно находится в пределах 0,0025

0,0045).

Тепловое сопротивление изоляции находится из выражения:

(4)

где r_т.из

удельное тепловое сопротивление изоляции,

С

см/Вт (450

550);

D₁ и D₂

наружный и внутренний диаметры кольцевого слоя изоляции, см.

Активное сопротивление жилы R_ж берется с поправкой на температуру (q_ж подсчитывается 2 раза методом последовательного приближения) и с поправкой на поверхностный эффект (введением коэффициента 1,15).

12. Определение температуры жилы q_ж по найденной температуре стальной трубы q_тр на линиях высокого давления производится по выражению:

(5)

где q_тр

температура на стальном трубопроводе кабеля,

С;

I_оп

длительная максимальная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, А;

Т_м

тепловое сопротивление от поверхности кабеля до стальной трубы, (

С

см/Вт).

Тепловое сопротивление изоляции и диэлектрические потери в изоляции кабеля определяются из выражений, приведенных в пункте 11 настоящего Приложения 3.

Активное сопротивление жилы и ток, измеренный при опыте, принимаются в соответствии с ранее приведенными указаниями.

Тепловое сопротивление от поверхности (экрана) кабеля до стальной трубы

может быть найдено из выражения:

(6)

где r_т.м

удельное сопротивление теплопереходу с поверхности кабеля в масло и от масла к поверхности стальной трубы (принимается равным 435

С

(см/Вт);

К₁

коэффициент, учитывающий часть периметра верхней фазы, участвующей в теплообмене с трубой через масло (0,83);

К₂

коэффициент, учитывающий часть периметра стальной трубы, участвующей в теплообмене с верхней фазой кабеля (0,42);

D_эк, D_тр

соответственно диаметры кабеля по экрану и трубы (внутренний), см.

Сопротивление тепловому потоку по экранам соседних фаз на основании опытных данных принимается равным 232

С

(см/Вт) на 1 см. Это сопротивление включено параллельно тепловому сопротивлению зоны масла. Таким образом, окончательная формула:

, (7)

Приложение 4 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Сосуд (конденсатор) для измерения диэлектрических потерь в маслах

Рисунок 1. Сосуд для измерения диэлектрических потерь в маслах:

1

нижний электрод-чашка; 2

верхний измерительный электрод;

3

охранное кольцо измерительного электрода; 4

болт-клемма для подсоединения провода высокого напряжения; 5

изолирующие дистанционные пластины (стекло); 6

крепление дистанционных пластин;

7

клемма измерительного электрода; 8

место для установки термометра; 9

клемма охранного кольца

Приложение 5 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Общие требования по отбору проб масел из маслонаполненных кабельных линий

1. Общие положения по отбору проб масла

Основное условие полноценности и достоверности пробы состоит в том, чтобы все, с чем соприкасается отбираемая проба (банки, воронки, краны, трубки), было абсолютно чистым.

Посуда, предназначенная для отбора пробы, по своей емкости и чистоте отвечает техническим требованиям, связанным с отбором проб.

Методы отбора проб зависят от назначения пробы и типа емкости, откуда производится отбор проб.

При отборе проб масла соблюдаются ниже приведенные технические требования.

Посуда для отбора проб:

1) для отбора проб масла применяются стеклянные банки с широким горлом и притертыми пробками емкостью 0,5 и 1 литр;

2) на каждой банке вытравлен или написан краской номер;

3) в отдельных случаях (отсутствие посуды) допускается отбор в стеклянную посуду других типов, но указанных размеров;

4) в случае отсутствия притертой пришлифованной стеклянной пробки применяются корковые пробки, обернутые пергаментной бумагой.

Мытье, сушка, хранение и перевозка стеклянных банок:

1) посуда и все приборы, применяемые при отборе проб масла, абсолютно чистые;

2) вся посуда и приборы, предназначенные для отбора проб масла, заранее тщательно промыты керосиновым контактом или крепким раствором щелочи (не менее 10 %-ной концентрации) или крепким раствором соды;

3) для промывки посуды и приборов наливается 25 %-ный (до 1/4 объема) контакт, при отсутствии последнего - раствор щелочи или соды. После этого добавляется до 1/2 объема горячая вода (температура 60 - 80

С). После закупорки пробкой посуда энергично встряхивается до тех пор, пока не будут удалены видимые признаки загрязнения и масла, растворы сливаются в специальную тару;

4) промытая посуда несколько раз прополаскивается чистой горячей водой. При наличии на стенках банки налета или какого-либо осадка последние очищаются специальной щеткой (ершом) и уже после этого домываются;

5) окончательно промытой посуда считается тогда, когда после ополаскивания горячей водой на стенках банки не остается капель и характерных для маслянистой посуды несмачиваемых или плохо смачиваемых участков;

6) после окончательного ополаскивания банки ставятся на 10 - 15 мин вверх дном для стока воды;

7) после стока воды банки устанавливаются в сушильный шкаф для окончательной просушки при 110 - 120

С;

8) просушенные банки после отключения сушильного шкафа медленно остывают в шкафу, затем закрываются пробками;

9) открывать банку ранее момента взятия пробы не разрешается;

10) банки, подготовленные для взятия пробы, хранятся на специальных полках или в ящиках для перевозки;

11) посуду, предназначенную для отбора проб масла, применять для других целей не допускается;

12) деревянные ящики, в которых перевозятся банки на место отбора проб масла, разделены на ячейки в количестве от двух до шести мест таких размеров, чтобы в каждую ячейку плотно входила одна банка.

2. Сопроводительная документация

Каждая проба масла снабжена сопроводительным ярлыком, содержащим следующие данные:

1) наименование, номер и тип прибора или емкости, из которых отобрана проба масла;

2) место отбора пробы масла;

3) дата взятия пробы масла;

4) номер банки, в которую взята проба масла;

5) условия взятия пробы масла (температура, влажность и давление воздуха);

6) подпись лица, отбиравшего пробу масла.

Работники лаборатории занят в журнал испытаний все данные сопроводительного ярлыка пробы масла и лабораторного испытания и выдают протокол с результатом испытания.

Приложение 6 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Указания по работе с прибором для определения степени дегазации масла

О количестве газа, растворенного в масле, степени дегазации судят по давлению газа, выделившегося из масла при выпуске его в определенный объем, предварительно отвакуумированный до остаточного давления насыщения испытуемого масла.

Прибор для определения степени дегазации масла (схематически показан на рисунке 6 настоящего Приложения 6) состоит из сильфонных вакуумных вентилей откачки, подачи, пролива и слива масла, мерного стакана, вакуумного шланга и соединительных трубок. В комплект входит также вакуумный насос и термопарный вакуумметр.

Требуемый в приборе вакуум создается вакуумнасосом.

Порядок пользования прибором следующий:

1. Сначала производится подготовка прибора к измерениям, для чего необходимо:

1) установить вакуумный насос и вакуумметр рядом с абсорбциометром;

2) соединить вакуумным шлангом патрубок вентиля 5 со всасывающим патрубком насоса;

3) установить манометрическую лампу (ПМТ-4М) в грибковое уплотнение и соединить разъем измерительного кабеля вакуумметра с ответной частью лампы ПМТ-4М;

4) соединить силовой кабель электродвигателя насоса и кабеля питания вакуумметра с источником питания.

2. Для производства измерений производят откачку абсорбциометра, для чего:

1) закрыв все вентили, подать питание на насос и вакуумметр;

2) откалибровать шкалу вакуумметра в соответствии с током накала, указанным на манометрической лампе;

3) установить переключатель диапазонов вакуумметра в положение "2

10^-1

10^-3", а переключатель рода работ в положение "Измерение". Медленно открыть вентиль 5;

4) откачать мерный стакан до остаточного давления 0,65 Па (5

10^-3 мм рт. ст).

3. Закрыв вентиль 5, отключить питание насоса и произвести напуск масла следующим образом:

1) открыть вентиль 2, а вентили 8 и 10 соединить трубками с объемом исследуемого масла. Масло будет проливаться, минуя мерный стакан;

2) закрыть вентиль 9, заметить показания вакуумметра и одновременно открыть вентиль 10 подачи масла. Напустить в стакан 100 - 150 см³ масла, после чего закрыть вентиль 10, отметив при этом показания вакуумметра;

3) отсоединить вакуумный шланг от патрубка вентиля 5;

4) открыть вентиль 5 и 8 и слить масло.

Объемное содержание приведенного к атмосферному давлению газа в масле (в процентах от объема масла) подсчитывается по следующей формуле:

(8)

где V_п

объем прибора (указан на панели абсорбциометра), см³;

V_м

объем масла, введенного в стакан, см³;

Р₁

давление до выпуска масла, Па;

Р₂

давление в приборе после впуска масла, Па;

Р_а

атмосферное давление, Па.

За истинное содержание газа в масле принимают среднее из двух последних измерений, если результаты этих измерений отличаются друг от друга не более чем на 30 %.

Приложение 7 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Протокол пропиточных испытаний кабельной линии

_______________________________________________________________
"___" _____________ 20___ г. Секция __________________ между колодцами,
№ __________. Длина секции ________________ м. Объем масла в секции
_____________________________ м³.
Температура воздуха _______________

С.

Фаза	Секция	Продолжительность слива масла, мин	Объем слитого масла1, м3	Разность давлений масла, МПа (кгс/см2)	Коэффициент пропитки К 10-4
Ж
З
К
Ж
З
К

¹ Слив масла производится в верхней части секции.
Мастер ____________________

Приложение 8 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Порядок отбора проб масла из различных элементов маслонаполненных кабельных линий

Рисунок 1. Отбор проб масла из соединительных муфт кабелей низкого давления:

1, 7

штуцер с заглушкой; 2

накидная гайка; 3

соединительная трубка; 4

сильфонный вентиль; 5

манометр; 6

переносный бак давления;

8

стеклянная банка

1) отбор проб из соединительной муфты может производиться без отключения линии;

2) для взятия пробы масла из соединительной муфты имеют свинцовую трубку или трубку из маслостойкой резины 3 с накидной гайкой 2 и переносный бак давления 6, подпитанный маслом до избыточного давления не ниже 0,069 МПа (0,7 кгс/см²);

3) отвернуть заглушку 1 и убедиться, что в муфте поддерживается давление (из штуцера вытекает масло);

4) приоткрыть сильфонный вентиль 4 на переносном баке давления, снять заглушку с соединительной трубки, пролить масло для удаления воздуха в трубке, приподняв ее выше вентиля 4 бака давления;

5) подсоединить соединительную трубку к штуцеру 1 соединительной муфты;

6) отвернуть заглушку 7 на несколько витков до получения небольшой струи масла;

7) слить около 0,5 л масла, промыть этим маслом стеклянный сосуд для отбора пробы и его пробку;

8) отобрать пробу масла в количестве 1 литр в стеклянный сосуд и закрыть сосуд пробкой;

9) завинтить заглушку 7;

10) отсоединить соединительную трубку от штуцера 1, завинтить заглушку 1.

2. Отбор проб масла из стопорной муфты кабеля низкого давления (рисунок 2 настоящего Приложения 8):

Рисунок 2. Отбор проб масла из стопорных муфт кабелей низкого давления:

1, 9, 21

коллекторы; 2, 10, 15

электроконтактные манометры; 3, 8, 16, 17

баки давления; 4, 6, 18, 12, 13, 14

заглушки на кранах баков давления; 5, 7, 19, 20

сильфонные вентили; 11

стеклянная банка

1) отбор проб из стопорной муфты кабеля 110 кВ производится без отключения линии, кабеля 220 кВ

на отключенной линии;

2) отбор проб масла из концевых частей стопорной муфты производится следующим образом - закрыть вентиль 20 на баке давления. Вентиль 19 закрыть не полностью, отвернуть заглушку 14 на несколько витков до появления небольшой струи масла, выполнить указания подпунктов 7) и 8) пункта 1 настоящего Приложения 8, завинтить заглушку 14 и восстановить схему маслоподпитки, полностью открыв вентили 19 и 20;

3) отбор проб масла из центральных частей стопорной муфты осуществляется следующим образом - закрыть вентиль 7 не полностью, отвернуть заглушку 13 на несколько витков до появления небольшой струи масла, выполнить указания подпунктов 7) и 8) пункта 1 настоящего Приложения 8, завинтить заглушку 13 и восстановить схему маслоподпитки, полностью открыв вентиль 7.

3. Отбор проб масла из концевой муфты кабеля низкого давления (рисунок 3 настоящего Приложения 8):

Рисунок 3. Отбор проб масла из концевых муфт кабелей низкого давления и баков давления:

1

стеклянная банка; 2, 4, 10

заглушки; 3, 7, 11

сильфонные вентили; 5

изолирующая втулка; 6

электроконтактный манометр; 8, 9

баки давления

1) отбор проб масла из концевой муфты производится на отключенной линии;

2) закрыть вентили 10 и 21 баков давления 7 и 8;

3) отвинтить заглушку 4 на несколько витков до появления небольшой струи масла;

4) выполнить указание подпунктов 7) и 8) пункта 1 настоящего Приложения 8;

5) завинтить заглушку 4 и восстановить схему маслоподпитки, полностью открыв вентили 10 и 11.

4. Отбор проб масла из баков давления (рисунок 3 настоящего Приложения 8):

1) отбор проб из баков давления производится без отключения линии;

2) закрыть вентили 7, 11, 12;

3) для взятия пробы из бака давления 9 приоткрыть вентиль 11 и отвернуть на несколько витков заглушку 10 до появления небольшой струи масла;

4) выполнить указания подпунктов 7) и 8) пункта 1 настоящего Приложения 8;

5) закрыть вентиль 11 и завинтить заглушку 10;

6) для взятия пробы из бака давления 8 приоткрыть вентиль 12, отвернуть на несколько витков заглушку 10 и слить масло, содержащееся в соединительной трубке между баками;

7) выполнить указания пунктов 1.7 и 1.8 настоящего Приложения 8;

8) завинтить заглушку 10 и восстановить схему маслоподпитки, полностью открыв вентили 7, 11, 12.

5. Отбор проб масла из концевых и соединительно-разветвительных муфт кабелей высокого давления (рисунок 4 настоящего Приложения 8):

Рисунок 4. Отбор проб масла из концевых и соединительно-разветвительных муфт кабелей высокого давления:

1

концевая муфта; 2, 6, 8

сильфонные вентили; 3, 7

изогнутая трубка; 4

стеклянная банка; 5

штуцер; 9

соединительно-разветвительная муфта

1) отбор проб производится на отключенной кабельной линии;

2) отбор проб из муфт производится без снижения давления в линии с помощью специальных вентилей 2 и 6 с присоединенной к ним изогнутой трубкой. При отсутствии специальных вентилей на муфте может быть применен фланец со штуцером и заглушкой. В этом случае отбор проб производится после предварительного снижения давления в линии до 0,098 - 0,196 МПа (1 - 2 кгс/см²) с помощью изогнутой трубки с накидной гайкой, навинчиваемой на штуцер 5 вместо заглушки;

3) приоткрыть специальный вентиль 2 или 6 или снять заглушку после снижения давления и навинтить на штуцер вместо заглушки изогнутую трубку с накидной гайкой;

4) выполнить указания подпунктов 7) и 8) пункта 1 настоящего Приложения 8;

5) закрыть специальный вентиль 2 или 6 или снять изогнутую трубку с накидной гайкой и установить заглушку на штуцер 5.

Приложение 9 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Указания по ремонту отдельных элементов маслонаполненных кабельных линий

1. Устранение неисправностей в баках давления:

1) течь масла в баках давления обнаруживается по показаниям манометра (падает давление) и непосредственно осмотром баков давления и соединительных трубок. Бак давления с течью масла заменяется;

2) ремонт бака давления и заполнение его маслом производится в стационарных условиях (в мастерских) по специальной заводской инструкции. Отключение линии при замене бака давления не требуется.

2. Ремонты стального трубопровода кабельной линии высокого давления.

Ремонт сквозных отверстий в трубопроводе производится следующим образом:

1) давление масла в трубопроводе снижают до минимально возможного значения, но так, чтобы в верхних частях линии (с наивысшей отметкой) оно было не менее 4,9

10⁴ Па (0,5 кгс/см²);

2) снимают в месте повреждения антикоррозионную изоляцию;

3) сквозное отверстие закрывают пробкой и накладывают на нее с помощью специального хомута накладку, которую затем приваривают к трубопроводу по периметру. После приварки накладки хомут снимают;

4) давление масла в линии повышают до нормального значения, после чего линия включается в эксплуатацию;

5) отремонтированное место линии находится под наблюдением персонала несколько дней, после чего антикоррозионная изоляция восстанавливается. К сварочным работам на трубопроводах линии высокого давления допускаются только дипломированные сварщики.

После ремонта качество сварочного шва контролируется просвечиванием гамма-лучами радиоактивных изотопов.

3. Ремонт маслоподпитывающих агрегатов на линиях высокого давления:

1) к основным неисправностям баков-хранилищ масла относятся неплотности, трещины в стеклах маслоуказателей, неисправности дистанционных указателей уровня масла.

После осмотра, проверки и ремонта бак промывают горячим маслом (марки С-220), после чего бак проверяется на вакуум. Натекание воздуха после достижения вакуума 266,6 Па не более 133,3 Па в течение 4 часов;

2) ремонт и проверка масляного насоса производится совместно с ремонтом и проверкой соответствующего перепускного клапана, как правило, только при неисправности или отказе в работе одного из них.

После выявления дефектного насоса или клапана эксплуатационный персонал переводит подпитку линии на одну ветвь с исправным нагнетательным насосом и перепускным клапаном;

3) по окончании ремонта насос и перепускной клапан включают в схему агрегата только после удаления воздуха из труб, примыкающих к насосу и клапану, которое производится в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

4. Вакуумирование выведенной из работы части подпитывающего агрегата производится через импульсную трубку электроконтактного манометра 9 (рисунок 1 настоящего приложения 9).

До установки на место всех элементов выведенной из работы части схемы производится их тщательная очистка от грязи и промывка горячим маслом марки С-220.

Для вакуумирования соответствующий электроконтактный манометр снимается. Освободившийся конец импульсной трубки подсоединяется к схеме вакуумирования, как это показано на рисунке 1 настоящего приложения 9.

Вакуумирование производится при закрытых вентилях у маслобака (на линии I) и остальных открытых вентилях.

В качестве вакуумного насоса при необходимости используют один из вакуумных насосов подпитывающего агрегата.

Рисунок 1. Схема вакуумирования цепей подпитывающего агрегата через импульсную трубку (при ремонтных работах):

1, 5, 7, 8

сильфонные вентили с электромагнитным приводом; 2

масляный насос с электроприводом; 3

обратный клапан; 4

перепускной клапан; 6

сильфонный вентиль с механическим приводом; 9

импульсная трубка (от щита управления); 10

сливной бак; 11

вакуумный насос

Если использование вакуумного насоса агрегата невозможно по условиям работы установки, то в этом случае для вакуумирования используется дополнительный вакуумный насос.

Вакуумирование производится в течение 1 часа с момента достижения вакуума 2,6

10² Па (2 мм рт. ст.). После окончания вакуумирования производится испытание на натекание. Если в течение 30 мин. натекание не будет больше 1,3

10² (1 мм рт. ст.), отвакуумированная часть схемы включается в работу.

Перед вакуумированием обращают внимание на наличие масла в корпусе нагнетательного насоса.

Открывают вентиль у маслобака и производят слив 20

30 литров масла через импульсную трубку в сливной бак. Затем перекрывают кран сливного бака, отсоединяют свинцовую трубку от импульсной и под струей масла ввертывают электроконтактный манометр.

Восстанавливается нормальная схема подпитки, а управление масляным насосом 2 переводится на автоматическое.

При неудовлетворительных результатах испытания на натекание к свободному концу импульсной трубки подсоединяется баллон с сухим азотом и подается давление около 0,490

0,580 МПа (5

6 кгс/см²). Неплотности обнаруживаются покрытием фланцевых соединений мыльной пеной. После отыскания неплотности производится повторное вакуумирование, а затем заполнение маслом так, как это изложено выше.

О неисправностях электромагнитного воздушного клапана судят по показаниям соответствующих вакуумметров при включении вакуумного насоса, которые или остаются без изменения или очень медленно возрастают. Вакуумный насос с клапаном, в котором имеется неисправность, отключен.

Неисправный вакуумный насос демонтируется, подвергается проверке и ремонту. Работу агрегата обеспечивает резервный вакуумный насос, имеющийся в установке.

К неисправностям сильфонных вентилей относятся продольные течи или повреждения сильфонных элементов вентилей.

При продольной течи вентиль в положении "закрыто" пропускает масло (или воздух).

Для устранения продольной течи или повреждений сильфона вентиль демонтируется и подвергается ремонту и проверке. При повреждении сильфона вентиль в зависимости от положения в схеме пропускает наружу масло или внутрь воздух.

Вентили с поврежденным сильфоном легко выявляются при осмотре агрегата.

Вентили с поврежденным сильфоном в вакуумной части установки выявляются по падению вакуума в соответствующем узле после проверки

Отсутствия неплотностей в других элементах схемы. Вентиль, имеющий поврежденный сильфон, снимается с агрегата для замены и впайки нового сильфона.

4. Аварийные режимы работы маслоподпитывающих агрегатов.

Сигнал об аварийном состоянии агрегата срабатывает по следующим причинам:

1) понижение давления масла в кабельной линии ниже допустимых пределов из-за неисправности нагнетательного насоса или утечки масла в линии, превышающей производительность насоса;

2) повышение давления в линии более допустимых пределов из-за отказов в работе перепускных клапанов, вследствие нарушения их регулировки или неисправности;

3) чрезмерно длительная работа нагнетательных насосов (больше 3

5 мин) из-за большой утечки масла в линии;

4) падение вакуума в баке-хранилище из-за появления неплотностей в вакуумной системе или неисправности вакуумного насоса;

5) снижение уровня масла в баке-хранилище ниже допустимого предела из-за большой утечки масла в отдельных элементах линии.

Во всех случаях снижения давления в линиях ниже допустимых пределов проверяется исправность маслонасосов. Если насосы исправны, принимают меры к отысканию утечки на линии;

При падении вакуума в баке-хранилище необходимо переключить откачку воздуха на резервный насос. Дальнейшее снижение вакуума укажет на неплотности в самом баке-хранилище;

При аварийном понижении давления при групповой подпитке линий автоматически закрываются сильфонные вентили электромагнитным приводом. Вслед за этим дежурный персонал вручную закрывает соответствующие сильфонные вентили, включенные последовательно с вентилями с электромагнитным приводом;

При больших утечках масла возможна неселективная работа сильфонных вентилей с электромагнитным приводом и отключение от коллектора вместе с поврежденной линией исправных линий. В этом случае дежурный персонал по показаниям манометров на линиях находит поврежденную линию, аварийно снимает с нее напряжение и восстанавливает давление на неповрежденных линиях подъемом вручную вентилей с электромагнитным приводом;

При появлении сигнала о недопустимо длительной работе маслонасосов проверяют, не происходит ли понижение уровня масла в баке, которое будет указывать на повреждение кабельной линии.

При отсутствии понижения уровня масла в баке следует поочередно перекрыть вентили на магистралях перепускных клапанов и проверить их исправность.

При обнаружении неисправного клапана последний выводится в ремонт.

Если указанными выше мерами не удается выяснить причину непрерывной работы насосов, переводят их на ручное управление. Если при отключенных насосах давление в линиях не будет резко падать, то неисправен насос.

При резком падении давления в коллекторе следует проверить исправность кабельных линий.

5. Устройство неисправностей в концевых устройствах:

1) при появлении слабых течей во фланцевых соединениях медных разветвительных труб подтягивают болты фланцевых соединений;

2) при чрезмерно сильной затяжке болтов иногда наблюдается деформация фланцев, которая приводит к увеличению переходного электрического сопротивления во фланцевом соединении и заметному перегреву фланцев токами, наведенными в разветвительных медных трубах.

Для предотвращения перегрева фланцевого соединения накладывают на него шунт из медной шины, зажав последнюю под один из стяжных болтов фланцевого соединения;

3) при появлении сильной течи во фланцевых соединениях (нарушение целостности металлоасбестовой прокладки), в целом месте или местах сварок медных разветвительных труб, а также при нарушении герметичности камер высокого давления концевых муфт (повреждения бакелитового цилиндра или его торцевых уплотнителей), во всех этих случаях, сопровождающихся значительным вытеканием масла и спадом давления в линии, отключают линию, перекрывают обходной вентиль на полустопоре и предотвращают тем самым значительные потери масла из линии. При применении полустопорного устройства (рисунок 2 настоящего приложения 9) просачивается незначительное количество масла из стального трубопровода в разветвительные устройства и концевые муфты;

4) после перекрытия обходного вентиля производится ремонт поврежденного участка: заварка места течи на трубе разветвления, частичный или полный перемонтаж концевой муфты или перемонтаж труб разветвлений (со сменой прокладки) на поврежденной фазе.

После указанного ремонта разветвительное устройство вместе с концевыми муфтами вакуумируется, проверяется на герметичность (натекание воздуха) и заполняется маслом (через обходный вентиль полустопорного устройства с подачей масла от подпитывающего агрегата или предварительным заполнением системы маслом от передвижной дегазационной установки).

Рисунок 2. Конструкция полустопорного устройства на линиях высокого давления (показано уплотнение одной из трех фаз):

1

проволока скольжения (в месте прохождения через сальниковое уплотнение - снята); 2

переходной фланец; 3

кожух полустопорного устройства; 4

сальниковое уплотнение; 5

кабель; 6

разделительная диафрагма полустопорного устройства; 7

алюминиевые кольца

Приложение 10 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Измерение блуждающих токов

1. В комплекс измерений на кабельных линиях входят измерения:

1) потенциалов оболочек кабелей по отношению к медносульфатному электроду сравнения;

2) разности потенциалов между оболочкой кабеля и другими подземными сооружениями, и рельсами электрифицированного транспорта;

3) значений силы и плотности токов и их направления в тех же местах и цепях, где производились измерения потенциалов.

2. Для измерений потенциалов блуждающих токов применяется вольтметр с внутренним сопротивлением не менее 20000 Ом на 1 В с пределами измерений 75-0-75 мВ; 0,5-0-0,5 В; 1-0-1 В; 5-0-5 В или с другими близкими к указанным пределами.

Если измеряемые разности потенциалов не превышают 1 В, применяют неполяризующийся медносульфатный электрод сравнения; при больших разностях потенциалов используются металлические электроды (штыри).

3. Резко переменный характер блуждающих токов обусловливает следующие требования к методике их измерений.

В каждом контрольном пункте измерения производятся в течение 10

15 минут через каждые 5

10 секунд.

В зонах отсутствия блуждающих токов время измерения потенциалов в каждой точке ограничено 3

5 минут. Отсчеты производиться через каждые 15

20 секунд.

По данным измерений определяются средние значения потенциалов и токов. В знакопеременных зонах средние потенциалы подсчитываются отдельно для каждой полярности.

4. Измерения блуждающих токов производятся в часы наиболее интенсивного движения транспорта (трамваев, поездов электрифицированной железной дороги).

5. Измерения блуждающих токов на кабельных линиях производятся по исследуемой трассе в каждом кабельном колодце (в местах расположений соединительных муфт).

6. Конструкции контрольно-измерительных пунктов с учетом местных условий различные (настенные, подземные).

7. При наличии сложных узлов подземных сооружений и перетоков блуждающих токов с одних сооружений на другие измерения блуждающих токов производятся одновременно всеми заинтересованными организациями.

Полученные таким образом данные измерений после их совместного рассмотрения и анализа позволят наметить наиболее обоснованные и правильные меры борьбы с коррозией.

Приложение 11 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Контроль коррозионных свойств грунтов, грунтовых и других вод

1. Контроль коррозионных свойств грунтов производится отбором проб:

1) в местах, где имеются подозрения на агрессивные свойства грунтов (торфяные, черноземные, солончаковые, засоренные шлаком, строительным мусором);

2) в местах, где уже наблюдалось разрушение оболочек кабелей коррозией (особенно там, где нет блуждающих токов, или где их уровень низок);

3) по трассам вновь прокладываемых кабельных линий.

Отбор пробы грунтов рекомендуется производить в местах всякого рода ремонтных работ.

2. Пробы грунта на химический анализ отбираются с глубины прокладки кабеля через каждые 1000 м при однородном и через каждые 500 м при неоднородном характере грунта.

В торфяных, черноземных, солончаковых и насыпных грунтах отбирают по три пробы на расстоянии 300

500 м.

Масса одной пробы должна составлять не менее 500 г, причем 70 % этой пробы берется с глубины заложения кабеля и по 15 % со стенок шурфа или траншеи в двух характерных по цвету, составу и влажности местах. Все три части перемешиваются и помещаются в закрытую пронумерованную тару, не допускающую загрязнения пробы.

3. При наличии на трассе участков с грунтовыми и другими водами устанавливают их коррозионные свойства отбором и анализом проб.

Проба воды отбирается в чистые сухие бутылки емкостью 1 литр, предварительно 2

3 раза промытые отбираемой водой. Бутылки закрываются жесткими корковыми или резиновыми пробками. На бутылку прикрепляется этикетка с указанием номера объекта, номера пробы, места и даты отбора.

4. Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабелей определяется по концентрации в них водородных ионов рН, содержание органических и азотистых веществ (нитрат-ионов) и общей жесткости воды (таблицы 1 и 2 настоящего приложения 11).

Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабелей определяется по концентрации водородных ионов рН, содержанию ионов хлора и железа (таблицы 3 и 4 настоящего приложения 11). Степень коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод на основании.

Результатов химического анализа устанавливается в соответствии с нормами, приведенными в таблицах 1

4 настоящего приложения 11.

5. Оценку коррозионной активности грунтов допускается производить по потере массы стальных образцов и определением удельного электрического сопротивления грунтов.

При определении коррозионной активности грунтов различными методами принимается показатель, указывающий на более высокую степень коррозийности.

6. Определение коррозионной активности грунтов по потере массы стальных образцов выполняется следующим образом:

1) образец представляет собой стальную трубку длиной 100 мм и внутренним диаметром 19 мм;

2) перед испытанием поверхность образца очищают от ржавчины и окалины корундовой шкуркой, обезжиривают ацетоном, высушивают фильтровальной бумагой, выдерживают сутки в эксикаторе с хлористым кальцием и взвешивают с погрешностью не более 0,1 г;

3) образец помещают в жестяную банку высотой 110 мм и внутренним диаметром 80 мм. Для изоляции образца от дна банки в один из его торцов вставляют резиновую пробку так, чтобы она выступала на 10

12 мм;

4) банка заполняется грунтом на 5 мм ниже верхнего конца трубки. Грунт трамбуется для обеспечения плотного прилегания к образцу в балке;

5) грунт увлажняют до появления на его поверхности непоглощенной влаги. Не допускается проводить увлажнение грунта после начала испытаний;

6) к банке с помощью зажимного приспособления подключается отрицательный, а к образцу - положительный полюс источника постоянного тока напряжением 6 В. Образец находится под током в течение 24 ч;

7) после отключения тока образец тщательно очищается от продуктов коррозии катодным травлением в 8 %-ном гидрате окиси натрия при плотности тока 3

5 А/дм², промывается дистиллированной водой, высушивается и взвешивается с погрешностью не более 0,1 г;

8) оценка коррозионной активности грунта производится согласно следующим данным:

Потеря массы стальной трубки, г	Менее 1	Свыше 1 до 2	Свыше 2 до 3	Свыше 3 до 4	Свыше 4
Степень коррозионной активности грунтов	Низкая	Средняя	Повышенная	Высокая	Весьма высокая

7. Оценка коррозионной активности грунтов в зависимости от их удельного электрического сопротивления производится согласно следующим данным:

Минимальное годовое удельное сопротивление грунтов, Ом	Свыше 100	Свыше 20 до 100	Свыше 10 до 20	Свыше 5 до 10	До 5
Степень коррозионной активности грунтов	Низкая	Средняя	Повышенная	Высокая	Весьма высокая

Таблица 1.

Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, % от массы воздушно-сухой пробы		Коррозионная активность
	Органические вещества (гумус)	Нитрат-ионы
6,5 - 7,5	До 0,0100	До 0,0001	Низкая
5,0 - 6,4	0,010 - 0,020	0,0001 - 0,0010	Средняя
7,6 - 9,0
До 0,5, свыше 9,0	Свыше 0,0200	Свыше 0,0010	Высокая

Таблица 2.

Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля

рН	Общая жесткость, мг-экв/л	Содержание компонентов, мг/л		Коррозионная активность
		Органические вещества (гумус)	Нитрат-ионы
6,5 - 7,5	Свыше 5,3	До 20	До 10	Низкая
5,0 - 6,4	5,3 - 3,0	20 - 40	10 - 20	Средняя
7,6 - 9,0
До 5,0, свыше 9,0	До 3,0	Свыше 40	Свыше 20	Высокая

Таблица 3.

Коррозионная активность грунтов по отношению к алюминиевой оболочке кабеля

pН	Содержание компонентов, % от массы воздушно-сухой пробы		Коррозионная активность
	Хлор-ион	Ион железа
6,0 - 7,5	До 0,001	До 0,002	Низкая
4,5 - 5,9
7,6 - 8,5	0,001 - 0,005	0,002 - 0,010	Средняя
До 4,5, свыше 8,5	Свыше 0,005	Свыше 0,010	Высокая

Таблица 4.

Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, мг/л		Коррозионная активность
	Хлор-ион	Ион железа
6,0 - 7,5	До 5,0	До 1,0	Низкая
4,5 - 5,9
7,6 - 8,5	5,0 - 50	1,0 - 10	Средняя
До 4,5, свыше 8,5	Свыше 50	Свыше 10	Высокая

Приложение 12 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Защита коррозии стальных трубопроводов кабельных линий от высокого давления

1. Стальные трубопроводы на линиях высокого давления при наличии агрессивных почв или блуждающих токов имеют активную защиту от коррозии.

2. Катодная поляризация стальных трубопроводов, необходимая для создания надежно действующей защиты линий, осуществляется подачей на трубопровод отрицательного потенциала от постороннего источника.

3. Протекторная защита обычно оказывается недостаточной и применяется лишь на отдельных (удаленных от городских сетей) линиях.

Расположенных вне зон влияния блуждающих токов электрифицированного транспорта.

4. Для катодной поляризации линий в системах с общим малым переходным сопротивлением на землю применяются схемы катодной защиты, приведенные на рисунке. Способ катодной защиты заключается в пропускании выпрямленного тока через сопротивление, включенное в заземление трубопровода (рисунок 1, а) настоящего Приложения 12).

Рисунок 1. Схема катодной поляризации стального трубопровода кабельной линии высокого давления:

а

с дополнительным резистором; б

с источником переменного тока на концевом участке трубопровода

Включенное на землю сопротивление рассчитано на протекание токов коротких замыканий и обычно представляет собой шины из нержавеющей стали сечением около 400

700 мм² с общим сопротивлением 0,003

0,005 Ом.

Конструкция сопротивления достаточно стойкая к воздействию коротких замыканий.

В качестве катодной установки используется селеновый выпрямитель со ступенчатым регулированием тока. В качестве резистора использована часть самого трубопровода, в котором уложен кабель (рисунок 1, б настоящего приложения 12). Длина трубопровода, необходимая для создания защитного потенциала при токе 75

100 А, (при диаметре трубопровода 150

200 мм) около 80

140 метров.

5. В системах с большим общим переходным сопротивлением на землю (для защиты одиночных кабельных линий) эффективен и экономичен способ защиты с использованием выпрямителя и специально сооружаемого анодного заземления, как это показано на рисунке 2 настоящего Приложения 12.

Рисунок 2. Схема катодной поляризации стального трубопровода для одиночных кабельных линий:

а

защитные катодные установки включены с обоих концов кабельной линии; б

поляризация трубопровода от одной катодной установки, включенной в промежуточной точке кабельной линии;

1

источник переменного тока; 2

вентиль; 3

специальный электрод заземления

Концевые устройства линии при этом нормально заземлены на подстанциях. Защита надежно работает при наличии (одной или нескольких) промежуточных "мертвых" опор, значение переходных сопротивлений (на землю) которых учитывается при расчете и наладке катодной защиты.

В зависимости от местных условий катодная поляризация осуществлена в одной точке линии (рисунок 2, б настоящего приложения 12) или может потребоваться установка двухкатодных защит на обоих концах линии (рисунок 2, а). Значительно реже может потребоваться установка трех и более катодных станций. Это имеет место лишь на протяженных кабельных линиях (более 5 км) или на линиях с сильно поврежденными защитными антикоррозионными покрытиями.

При защите стальных трубопроводов способом катодной поляризации подаваемые на линии защитные потенциалы не превышают значений, приведенных в таблицах 1 и 2 настоящего приложения 12.

6. Электрические параметры катодной защиты вначале устанавливаются расчетом и впоследствии уточняются при ее наладке.

Расчет катодной станции для защиты стального трубопровода сводится к определению тока и напряжения источника, необходимых для обеспечения катодного состояния защищаемого объекта.

7. Напряжение источника постоянного тока определяется из выражения:

U = I_защR_общ, (9)

где I_защ

ток защитной станции, А;

R_общ

электрическое сопротивление всей системы защиты, Ом, равное сумме сопротивлений трубопровода, анодного заземлителя и соединительных проводов.

Действительное сопротивление трубопровода находится из выражения:

, (10)

где r_тр

сопротивление стального трубопровода (Ом на 1 м длины);

r_защ

сопротивление изолирующего защитного покрытия трубопровода (Ом на 1 м длины).

Ток I_защ находится из выражения:

, (11)

где U_защ

минимальный потенциал относительно земли, равный 0,3 + 0,5 В;

L

длина защищаемого стального трубопровода, м.

8. При наладке катодной станции защитные потенциалы на трубопроводе в ряде точек (обычно в двух-трех) контролируются с помощью специальных выводов, конструкция которых показана на рисунке 3 настоящего Приложения 12.

Так как в процессе эксплуатации значения сопротивления анодного заземлителя и защитных покрытий трубопровода заметно изменяются (разрушаются анодные заземлители, нарушается целостность защитных покрытий), контрольные выводы от стальной трубы используются также для текущей подрегулировки действия катодной станции.

Рисунок 3. Конструкция вывода от стального трубопровода для измерения потенциалов:

1

антикоррозионная защита; 2

изолирующая втулка; 3

битум; 4

литая чугунная коробка; 5

кирпичная кладка; 6

стальная труба; 7

усиленное битумное покрытие; 8

стальной стержень; 9

трубопровод

Рисунок 4. Схема нахождения местных повреждений защитных покрытий:

1

кабельный колодец; 2

заземление; 3

выключатель (периодически включаемый); 4

батарея 30 В; 5

вольтметр; 6

миллиамперметр; 7

неподвижный электрод; 8

вольтметр с большим внутренним сопротивлением (примерно 100000 Ом); 9

электрод, перемещаемый вдоль трассы в процессе измерений; 10

трубопровод кабельной линии с защитным покрытием; 11

диаграмма измеренных потенциалов вдоль кабельной линии

9. В случаях появления значительных местных нарушений целости защитных покрытий они выявляются и восстанавливаются. Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на стальных трубопроводах показана на рисунке 4 настоящего приложения 12.

Напряжение 20 - 100 В постоянного тока периодически прикладывается между стенкой стального трубопровода (могут использоваться контрольные выводы) и анодным заземлителем (или другим заземлителем с низким переходным сопротивлением).

На поверхности земли над трубопроводом измеряется разность потенциалов между двумя электродами (щупами), один из которых неподвижен 7, а второй переносится вдоль трубопроводов 9. Для измерений потенциалов используется вольтметр 8 с высоким внутренним сопротивлением (100 кОм на 1 В).

Покрытие считается неповрежденным, если включение батареи не вызывает изменений показаний вольтметра. При расположении подвижного электрода над местом повреждения покрытия или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода вольтметр дает большое отклонение при включении батареи (график рисунка 4 настоящего приложения 12).

10. При эксплуатации установок катодной защиты соблюдаются следующие требования:

1) катодная станция действует непрерывно;

2) один раз в месяц при записи давлений масла по манометрам производить одновременно внешний осмотр катодных станций, проверять плотность подсоединения дренажных кабелей, целостность контура заземления, нагрев его и контактов выпрямителя;

3) эффективность и правильность действия катодной станции проверяют измерением защитных потенциалов в контрольных пунктах не реже 1 раза в год;

4) измерения потенциалов производят вольтметром с внутренним сопротивлением не менее 20000 Ом на 1 В;

5) один раз в год проверять состояние анодного заземления измерением сопротивления растеканию тока;

6) температура помещений, где установлены выпрямители, не превышает +35

С;

7) при уходе за выпрямителями соблюдают требования заводских инструкций.

11. В установках электрических защит от коррозии (катодные станции, электродренаж) на приборах красной риской указаны допустимые значения защитного тока и потенциала.

Приложение 13 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Способы защиты кабельных линий от коррозии

1. Одним из основных способов защиты кабелей от коррозии является электродренаж

металлическая перемычка, с помощью которой блуждающие токи с оболочек кабелей отводятся в рельсы, отсасывающие пункты или непосредственно на отрицательные шины трамвайных подстанций.

Электродренаж подает отрицательный потенциал оболочкам кабелей, вследствие чего прекращается стекание с них в землю блуждающих токов, и тем самым прекращается процесс электролитической коррозии оболочек.

Различают три вида электродренажей.

Прямой электродренаж (дренажное устройство, обладающее двусторонней проводимостью) применяется в тех случаях, когда исключена возможность стекания токов с рельсов (либо отрицательных шин подстанций) в защищаемые кабельные линии.

Поляризованный дренаж (дренаж, обладающий односторонней проводимостью) применяется в тех случаях, когда потенциал защищаемого кабеля положительный или знакопеременный по отношению к рельсам или шине тяговой подстанции и по отношению к "земле", а также когда разность потенциалов "кабель-рельсы" больше разности потенциалов "кабель-земля".

Усиленный электродренаж применяется в тех случаях, когда потенциалы рельсов превосходят потенциалы на оболочке защищаемых кабелей и когда одновременно на кабельной линии имеется опасная (анодная) зона.

Когда по условиям защиты требуется поддержание определенного значения защитного потенциала, применяется автоматический электродренаж.

Электродренаж на кабельных линиях осуществляется при минимальном значении дренажного тока, обеспечивающего защиту оболочек кабелей от коррозии, и устанавливается на линиях в тех местах, где стекающие с оболочки токи максимальны.

Электродренаж периодически контролируется и регулируется в зависимости от изменившихся условий работы трамвайной сети, а также после установки электрических защит на других подземных сооружениях (кабелях связи, газопроводах).

2. Катодные установки применяются для защиты кабельных линий от электрокоррозии в тех случаях, когда устройство электрического дренажа невозможно или нецелесообразно по технико-экономическим соображениям (например, из-за отдаленности кабельных линий от мест возможного присоединения электродренажа), а также для защиты кабелей с голыми металлическими оболочками или кабелей, защитные покровы которых (кабельная пряжа, бронеленты) разрушены.

Принцип действия катодной установки заключается в создании отрицательного потенциала на защищаемом кабеле за счет токов катодной установки, втекающих в него из земли.

Защита способом катодной поляризации не применяется, если антикоррозионные покровы на кабелях не допускают прохождения через них блуждающих токов.

Катодная поляризация кабелей (со свинцовыми и алюминиевыми оболочками) осуществляется таким образом, чтобы создаваемые на них потенциалы по отношению к электродам сравнения (по абсолютной величине) были не менее значений, указанных в таблице 1 настоящего приложения 13, и не более значений, указанных в таблице 2 настоящего приложения 13.

Катодная поляризация силовых кабелей осуществляется так, чтобы исключалось ее вредное влияние на соседние подземные металлические сооружения.

3. Протекторная защита применяется для защиты кабелей от электрокоррозии в небольших анодных или знакопеременных зонах, когда удельное сопротивление грунта менее 20 Ом

м и когда анодные зоны имеют небольшую протяженность, значение положительного потенциала на оболочках кабелей не превышает 0,2

0,3 В, а также когда одновременно необходима защита оболочек кабелей от воздействия почвенной коррозии.

4. Токоотводы (перемычки) применяют для защиты от электрокоррозии в анодных (прямые токоотводы) и знакопеременных (поляризованные токоотводы) зонах лишь в качестве вспомогательной меры защиты от коррозии.

5. Электрические методы защиты кабелей от воздействия блуждающих токов являются одновременно действенной защитой от почвенной коррозии, так как сообщаемый оболочкам кабелей отрицательный потенциал позволяет подавить вредное действие микро- и макроэлементов на поверхности металла при почвенной коррозии.

6. Кроме электрических мер защиты осуществляются следующие мероприятия по предотвращению разрушения оболочек кабелей коррозией:

1) запрещение загрязнения трасс кабельных линий всякими видами отбросов и отходов, действующих разрушающе на металлические оболочки кабелей;

2) замена грунта под и над кабельными линиями землей, химически нейтральной по отношению к оболочкам;

3) удаление (перенос) кабельных линий из зон с агрессивными грунтами;

4) прокладки кабелей в изолирующей канализации (каналах, блоках, тоннелях, коробах, залитых битумом);

5) применение кабелей со специальными антикоррозионными покровами или кабелей в пластмассовых оболочках.

Таблица 1.

Минимальные поляризационные (защитные) потенциалы

Металл сооружения	Значения минимальных поляризационных (защитных) потенциалов, В, по отношению к неполяризующимся электродам		Среда
	водородному	медносульфатному
Сталь	-0,55	-0,85	Любая
Свинец	-0,20	-0,50	Кислая
Свинец	-0,42	-0,72	Щелочная
Алюминий	-0,55	-0,85	Любая

Таблица 2.

Максимальные поляризационные (защитные) потенциалы

Металл сооружения	Защитные покрытия	Значения максимальных поляризационных (защитных) потенциалов, В, по отношению к неполяризующимся электродам		Среда
		водородному	медносульфатному
Сталь	С защитным покрытием	-0,80	-1,10	Любая
Сталь	Без защитного покрытия	Не ограничивается		Любая
Свинец	С защитным покрытием и без него	-0,80	-1,10	Кислая
		-1,00	-1,30	Щелочная
Алюминий	С частично поврежденным покрытием	-1,08	-1,38	Любая

Приложение 14 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Защитные средства от электрокоррозии, изготовляемые промышленностью

Наименование	Тип	Номинальная мощность, кВт	Номинальное выпрямленное напряжение, В	Номинальный выпрямленный ток, А
Автоматическая станция катодной защиты	ПАСК-1,2-48/24	1,2	48/24	25/50
То же	ПАСК-3,0-96/48	3,0	96/48	31/62
-"-	ПАСК-5,0-96/48	5,0	96/48	52/104
Катодная станция	ПСК-1,2-48/24	1,2	48/24	25/50
-"-	ПСК-2,0-96/48	2,0	96/48	21/42
-"-	ПСК-3,0-96/48	3,0	96/48	31/62
-"-	ПСК-5,0-96/48	5,0	96/48	52/104
-"-	КСГ-500-1	0,5	50	10
-"-	КСК-1200-1	1,2	60	20
Поляризованный электродренаж	ПГД-200	-	-	200
То же	ПД-ЗА	-	-	500

Приложение 15 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Особенности защиты от коррозии кабелей низкого давления в алюминиевых оболочках

1. Опасность коррозии кабелей в алюминиевых оболочках, находящихся в эксплуатации устанавливается на основании результатов определения:

1) значения сопротивления изоляции защитного покрова алюминиевой оболочки по отношению к земле (для небронированных кабелей) или к бронеленте (для бронированных кабелей);

2) наличия блуждающих токов в оболочке кабеля.

Если измеренное значение сопротивления изоляции защитных покровов алюминиевой оболочки кабеля (независимо от типа защитного покрова) составляет менее 15 килоОм километр (далее - кОм

км), то такие участки требуют проведения мероприятий по защите (отыскание мест повреждения защитных покровов и их ремонт, применение электрохимической защиты).

2. Если после устранения всех обнаруженных дефектов значение сопротивления изоляции защитных покровов составляет более 15 кОм

км, то электрохимическая защита не требуется, в противном случае создается электрохимическая защита независимо от степени коррозионной активности грунта.

3. Защита алюминиевых оболочек кабелей от коррозионного воздействия окружающей среды и блуждающих токов в земле обеспечивается за счет применения кабелей с усиленными защитными покровами (шлангового типа) и лишь в качестве дополнительных мероприятий предусматриваются электрические методы.

Электрические дренажи и катодные станции для защиты от электрокоррозии алюминиевых оболочек обеспечивают автоматическое поддержание защитных потенциалов в заданных пределах.

4. Для предотвращения контактной коррозии при сооружении и ремонтах кабельных линий выполнена надежная изоляция мест спаев алюминиевой оболочки с металлическими корпусами соединительных муфт и медными перемычками и оголенных участков оболочки у "шеек" муфт.

5. Контроль сопротивления изоляции защитных покровов проводится периодически с учетом условий прокладки кабеля в сроки, устанавливаемые местными инструкциями.

Приложение 16 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Состояние масла в кабельных линиях

Таблица1.

Минимальная температура среды

Температура окружающей среды	Линия низкого давления с маслом марок		Линия высокого давления с маслом марок
	МН-3, МН-4	МНК-2	С-110, С-220	ВК-21
Минимально допустимая по всей длине кабельной линии, не ниже, С	0	-20	0	-5
Минимально допустимая температура воздуха для открытой (без подогрева) установки концевых муфт и подпитывающих баков, С	-25	-45	-15	-20

Таблица 2.

Параметры давлений масла и вид подпитывающего устройства

Конструкция кабеля	Параметры давления, МПа (кгс/см2)			Вид подпитывающего устройства
	длительно допустимое давление	кратковременное давление при переходных режимах	давление при аварийном отключении
Низкого давления:
выпуска до 1970 г.	0,0245 - 0,147	0,0148 - 0,294	0,0102 (0,11)	Баки питания
	(0,25 - 1,5)	(0,15 - 3,0)		Баки давления
в свинцовой оболочке	0,0245 - 0,294	0,0148 - 0,590
	(0,25 - 3,0)	(0,15 - 6,0)	0,0102 (0,11)	Баки давления
в алюминиевой оболочке	0,0245 - 0,49	0,0148 - 0,980
	(0,25 - 5,0)	(0,15 - 10)	0,0102 (0,11)	Баки давления
Среднего давления:
выпуска до 1970 г.	0,0245 - 0,294	0,0148 - 0,590
	(0,25 - 3,0)	(0,15 - 6,0)	0,0102 (0,11)	Баки давления
Высокого давления:
выпуска до 1970 г.	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,78 (8,0)	Подпитывающий агрегат
110 кВ	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,490 (5,0)	Подпитывающий агрегат
220 кВ и выше	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,785 (8,0)

Рисунок 1. Схема абсорбциометра для определения степени :

1

вакуумный насос; 2

вакуумметр; 3

разъем манометрической лампы; 4

накидная гайка; 5

вентиль откачки; 6

фланец; 7

мерный стакан; 8

вентиль слива масла; 9

вентиль пролива масла; 10

вентиль подачи масла

Таблица 3.

Значение тангенса угла диэлектрических потерь масла (при 100

С)

Срок работы кабельных линий	Значение tgd масла, %, кабеля на номинальное напряжение, кВ
	110	150 - 220	330 - 500
При вводе в работу1	0,5/0,8	0,5/0,8	0,5
В эксплуатации в течение:
первых 10 лет	3,0	2,0	2,0
до 20 лет	5,0	3,0	-
свыше 20 лет	5,0	5,0	-
1В числителе указано значение tgd масел средней вязкости, а в знаменателе маловязких масел.

Рисунок 2. Сосуд для отбора и транспортирования проб масла:

1

рабочая емкость сосуда; 2

притертые краны; 3

наконечники для присоединения трубок из вакуумной резины

Приложение 17 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Методика испытаний кабелей

1. При испытании маслонаполненных кабельных линий, давление масла в линии в пределах длительно допустимых давлений в соответствии с таблицей 1 Приложения 16 настоящих Методических указаний.

2. При испытании линии напряжение подается на одну из фаз, две другие фазы заземляются. При испытании повышенным выпрямленным напряжением к испытуемой жиле кабеля присоединяется отрицательный полюс установки. Повышение напряжения производится плавно (1

2 кВ/с), при этом производится наблюдение за короной и разрядами по концевым муфтам, а также за токами, протекающими через изоляцию (токи утечки).

3. Измерение токов утечки в целях предотвращения погрешностей за счет токов короны и различных паразитных токов утечек во всей испытательной схеме производится с помощью прибора, включенного на стороне высокого напряжения, при одновременном экранировании прибора и провода, соединяющего испытательную установку с кабелем.

Погрешность в измерении тока утечки из-за короны на верхней части муфты устраняют применением экрана, на который подается потенциал испытательного напряжения (рисунок 1 настоящего приложения 17). В случае необходимости принимают меры по устранению погрешностей из-за поверхностных токов утечек, протекающих по изоляторам концевых муфт, наложением на них охранных колец.

4. Если при испытаниях кабельной линии появляются толчки тока или токи утечки будут возрастать, испытание следует продолжить еще на 5

10 мин. При дальнейшем повышении тока утечки или увеличении толчков тока испытания прекращают и ставят об этом в известность главного инженера электрической сети района или электростанции.

5. На работы по испытаниям кабельных линий оформляется наряд.

Порядок производства испытаний следующий:

1) по указанию дежурного инженера электростанции или диспетчера линия отключается, токоподводящие шины отсоединяются от концевых муфт, тщательно осматриваются все элементы линии, производится очистка изоляторов;

2) у противоположного конца линии устанавливают наблюдающего, который следит за всем происходящим на концевых муфтах во время испытания линии;

3) собирают схему испытаний и производят испытания;

4) после испытаний кабель должен быть разряжен. Разрядку производят через 1

2 мин после снятия напряжения штангой или специальными заземляющими ножами (имеющимися в испытательной установке) через ограничительный резистор.

Рисунок 1. Схема испытаний с устранением погрешностей в измерениях токов утечек:

1

экранированный провод от испытательной установки; 2

микроамперметр; 3

экранировка прибора и провода, идущего к кабелю; 4

охранные кольца на изоляторах концевых муфт; 5

экранирующие колпаки для головок муфт; 6

испытуемый кабель; 7

кабель, используемый для подсоединения экранов

Приложение 18 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Методика определения места утечки масла

Для определения места утечки масла на линии между колодцами К3 и К7 (рисунок 1 настоящего приложения 18) производится замораживание кабеля в колодце К5. Затем в течение 1 - 1,5 через каждые 5 мин снимаются показания манометров в колодцах К3 и К7. Если манометр (например, в колодце К7) показывает постоянное снижение давления в линии (на участке между колодцами К5 и К7), а показания манометра в колодце К3 остаются неизменными, следовательно, утечка масла имеет место на участке линии между колодцами К5 и К7. Затем производится замораживание кабеля в колодце К6 и снимаются показания манометров, как указано выше. Если показания манометра в колодце К7 остаются неизменными, а манометр в колодце К3 показывает постоянное снижение давления, то это свидетельствует о том, что утечка масла происходит на участке линии между колодцами К3 и К6.

Рисунок 1. Схема определения места утечки масла:

1

колодец; 2

манометр; 3

соединительная муфта; 4

кабель

Как установлено ранее на участке линии между колодцами К3 и К5 утечки масла нет. Следовательно, утечка имеет место на участке между колодцами К5 и К6. Более точное определение места утечки масла производится последовательным вскрытием трассы кабеля на участке между колодцами К5 и К6, замораживанием кабеля и постепенным приближением к месту утечки масла.

Приложение 19 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Перечень приемосдаточной документации

При сдаче кабельной линии в эксплуатацию представлена следующая документация:

1) проект кабельной линии, скорректированный и согласованный с заводом-изготовителем кабеля и эксплуатирующей организацией, имеющий в своем составе мероприятия по антикоррозионной защите;

2) исполнительный чертеж трассы с указанием места установки муфт и исполнительные профили линий, чертежи колодцев, туннелей, концевых участков, подпитывающих пунктов с точным указанием на чертежах всего расположенного в них оборудования;

3) материалы по согласованию трассы кабельной линии;

4) протоколы заводских испытаний кабелей и муфт, а также подпитывающей аппаратуры;

5) акты о состоянии кабелей на барабанах;

6) кабельный журнал с указанием количества и типов смонтированных муфт, даты их монтажа, фамилий, имена, отчества (если оно указано в документе, удостоверяющем личность) электромонтеров, длин секций, номеров барабанов и номеров строительных длин;

7) акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;

8) акты на монтаж кабельных муфт;

9) протокол испытания кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;

10) результаты коррозионных изысканий в соответствии с проектом (протоколы анализа грунтов трассы кабельной линии по характерным участкам и измерений блуждавших токов, потенциальные диаграммы);

11) исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110

220 кВ низкого давления);

12) протоколы испытаний защитных покровов;

13) результаты испытаний масел из всех элементов линий;

14) результаты пропиточных испытаний и испытаний на свободное протекание масла на линиях низкого давления;

15) результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

16) результаты проверки системы сигнализации давления;

17) результаты испытания устройств автоматического подогрева концевых муфт;

18) результаты измерения токораспределения по фазам;

19) результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

20) результаты измерения активного сопротивления жил кабелей;

21) результаты измерения сопротивления изоляции;

22) результаты измерений сопротивления заземления колодцев и концевых муфт;

23) акт проверки и испытаний автоматических стационарных установок пожаробезопасности;

24) протокол контроля усилий тяжения в процессе прокладки;

25) инвентарная опись всех элементов кабельной линии.

Приложение 20 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Содержание паспорта

1. Паспорт маслонаполненной кабельной линии содержит следующие разделы:

1.1. Конструктивные данные линии.

1.2. Технические данные линии.

1.3. Эксплуатационные данные линии.

2. В разделе "Конструктивные данные кабельной линии" приведены:

2.1. Тип, сечение и номинальное напряжение кабеля.

2.2. Длина линии и число цепей.

2.3. Адрес линии.

2.4. Дата ввода линии во временную и промышленную эксплуатацию.

2.5. Объем масла в линии.

3. В разделе "Технические данные кабельной линии" приведены:

3.1. Сведения о прокладке кабельной линии:

номера барабанов с кабелем;

строительные длины кабеля;

масса строительной длины;

номера колодцев;

номера секций, цепей и наименование фаз;

дата прокладки;

усилие тяжения;

условия прокладки;

фамилия, имя, отчество (если оно указано в документе, удостоверяющем личность) и должность лица, ответственного за прокладку;

подпись лица, ответственного за прокладку.

3.2. Схема трассы линии с указанием улиц и переулков, по которым проходит трасса, мест размещения колодцев, подпитывающих пунктов, концевых муфт.

3.3. Профиль трассы линии с указанием значений абсолютных отметок по линии.

3.4. Адресный список трассы линии с указанием улиц и переулков, на которых расположены колодцы.

3.5. Схема трассы контрольного кабеля и конструктивные данные кабеля.

3.6. Схема фазировки линии.

3.7. Схема маслоподпитывающей системы с указанием мест размещения, количества и типа подпитывающей аппаратуры.

3.8. Электрические характеристики линии (емкость по фазам, сопротивление жил и изоляции, токи утечки при испытании, длина кабельной линии по прибору ИКЛ).

3.9. Сведения о результатах пропиточных испытаний каждой секции, каждой фазы кабеля.

3.10. Данные о монтаже соединительных, стопорных и концевых муфт с указанием номеров муфт, номеров строительных длин (концов) кабеля, мест расположения (монтажа) муфт, заводских номеров муфт, наименований цепи и фазы, дата монтажа, фамилий, имен, отчеств (если оно указано в документе, удостоверяющем личность), руководителей монтажа и монтеров.

4. В разделе "Эксплуатационные данные кабельной линии" должны быть приведены:

4.1. Результаты нагрузочных испытаний линии на герметичность.

4.2. Результаты измерений токовых нагрузок с указанием даты измерения и тока нагрузки.

4.3. Результаты измерения температуры нагрева кабелей.

4.4. Сведения о повреждениях кабельной линии с указанием даты, места и причины повреждения.

4.5. Сведения о ремонтах кабельной линии с указанием даты ремонта.

4.6. Сведения о проверке устройств телесигнализации давления масла с указанием даты, места проверки и значений уставок.

4.7. Сведения о регулировании системы маслоподпитки.

4.8. Сведения о проверке значений сопротивлений заземлений с указанием даты измерений и значения сопротивления контура заземления.

4.9. Сведения по контролю за блуждающими токами.

4.10. Сведения о земляных работах.

Приложение 21 к Методическим указаниям по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт

Температурный мониторинг кабельных линий высокого напряжения на основе кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена

В современных условиях часто меняющейся нагрузки кабельные линии высокого напряжения требует постоянного контроля над тепловыми процессами, происходящими внутри кабельной линии на всем ее протяжении. Особенно это актуально для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена Связано это, как известно, с тем, что даже кратковременное превышающее температурное воздействие на сшитый полиэтилен приводит к изменению изолирующих свойств полиэтилена.

Одно из современных решений контроля температуры в кабелях из сшитого полиэтилена

использование систем мониторинга, основанных на обратном рассеянии света в оптическом волокне. Оптические волокна, либо встроенные непосредственно в силовой кабель, либо прикрепленные к кабелю снаружи, позволяют регистрировать температурную кривую вдоль всей кабельной трассы.

В целом системы температурного мониторинга достаточно сложны

здесь используются разработки в области оптоэлектроники. Общий принцип работы и используемые физические законы одни

в оптический световод излучаются мощные импульсы лазера, затем измеряется спектральный состав обратного (Рамановского) рассеяния

при изменении свойств стекловолокна под воздействием локальной температуры для конкретного места определяется температура изменения.

Внешне система мониторинга

это стойка, в которой размещаются блоки аппаратуры, включая блоки лазерного излучения и измерения, обработки сигналов и хранения данных, источник бесперебойного питания, монитор, клавиатура и оптическая распределительная коробка для подключения оптических волокон, идущих с кабельной линии.

Все предлагаемые системы мониторинга в режиме реального времени определяют места локальных перегревов и превышение допустимых значений температуры с возможностью передачи информации на диспетчерские пункты.

Все предлагаемые системы мониторинга аккумулируют данные для возможности определения остаточного срока службы кабельных линий высокого напряжения на основе "исторических" данных распределения температуры по его длине.

За счет использования последних научных разработок в области волоконной оптики и уникального программно-аппаратного комплекса российского разработчика при сопоставимой стоимости с западными аналогами системы типа ПТС имеет отличные технические характеристики. В базовой комплектации ПТС-1000 разработчик гарантирует для линии длиной 10 км время измерения одного канала (одной фазы)

2 минуты (с температурным разрешением 0,1

С

из таблицы 1 настоящего приложения 21, в которой приведены технические характеристики ПТС-1000). Реализованная технология обеспечивает сбор динамических температурных данных в режиме реального времени по всей длине высоковольтного СПЭ-кабеля более чем в 40000 точках с разрешающей способностью в 1 метр с помощью многомодового оптического волокна, вмонтированного в XLPE-кабель.

Система мониторинга типа ПТС имеет высокую производительность и надежность

наработка на отказ 11 лет. Положительным моментом системы ПТС является адаптация к системам передачи данных с учетом отечественных условий. Удобный интерфейс взаимодействия выполнен на русском языке. При разработке программного комплекса использовано лицензионное программное обеспечение.

Система мониторинга позволяет решить три основных проблемных вопроса эксплуатации подземных кабелей из сшитого полиэтилена, которые в значительной степени определяют срок службы кабеля в связи с технологическими особенностями конструкционных материалов:

1) превышал ли кабель свою номинальную рабочую температуру; если да

то, как долго и в каком месте;

2) превышал ли кабель свою максимально допустимую температуру; если да

то, как долго и в каком месте;

3) предсказывать допустимую электрическую нагрузку на кабель, в случае, если температура кабеля достигнет своей максимальной расчетной температуры.

Обладая этой информацией, эксплуатирующая организация, имеет возможность оценить остаточный срок службы высоковольтного кабеля.

Система мониторинга кабельных линий высокого напряжения "ПТС-1000":

1) обеспечивает точными температурными данными для оценки состояния кабеля в реальных условиях эксплуатации;

2) позволяет определять остаточный срок службы высоковольтного кабеля на основе исторических данных распределения температуры по его длине;

3) предоставляет действующие температурные значения для систем динамического управления нагрузкой;

4) определяет места локальных перегревов и превышение допустимых значений температуры кабеля;

5) дополнительно обеспечивает раннее выявление мест возникновения пожара в кабельном тоннеле или в трубопроводе;

6) позволяет осуществлять контроль состояния оптоволокна внутри высоковольтного кабеля;

7) обеспечивает автоматическую передачу вышеуказанных данных в места информационного потребления и сбора данных;

8) позволяет осуществлять удаленное управление системой, возможность реконфигурации системы, перекалибровки или удаленное изменения программ.

Таблица 1.

Основные технические характеристики системы ПТС-1000

Наименование характеристик	Значение характеристики
Диапазон измерений температуры	от -40 С до +300 С
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры	не более 1 %
Время измерения канала (одной фазы)	2 мин
Температурное разрешение	вплоть до 0,1 С
Область измерения на каждый канал	до 10 км
Потребляемая мощность	не более 500 Вт
Волоконно-оптический кабель датчика	Multimode GI 50/125
Интерфейсы	Ethernet (основной), USB, MODBUS, модем, RS232, RS485
Операционная система	ОС Windows XP (внутренняя установка)
Стандарт хранения данных	80 ГБ жесткий диск и CD дисковод
Параметры питания источника переменного тока:
Напряжение	120/240В АС
Частота	50/60 Гц
Рабочие условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха	от +20 С до +40 С
Относительная влажность окружающего воздуха	< 90 %
Габариты (длина x ширина x высота)	600 x 2010 x 800 мм
Масса	не более 120 кг
Назначенный срок службы	не менее 5 лет

Приложение 28 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для проведения контроля состояния заземляющих устройств в процессе эксплуатации, при новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции объектов электрических сетей, а также объектов электросетевого хозяйства, присоединяющихся к сетям.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) вторичное оборудование

аппаратура (устройства) релейной защиты и электроавтоматики, противоаварийной автоматики; автоматизированной системы управления технологическим процессом; автоматизированной системы диспетчерского управления; системы сбора и передачи информации; автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии; противопожарной системы; охранной сигнализации; видеонаблюдения; система оперативного постоянного тока; система собственных нужд переменного тока 0,4 киловольт (далее

кВ); системы управления и сигнализации вспомогательного оборудования; система диагностики силового оборудования, контрольные кабели;

2) заземление

преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством;

3) заземляющее устройство

совокупность заземлителя и заземляющих проводников;

4) заземлитель

проводящая часть или совокупность соединенных между собой проводящих частей, находящихся в электрическом контакте с землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду;

5) заземляющий проводник

проводник, соединяющий заземляемую часть (точку) с заземлителем;

6) замыкание на землю

случайный электрический контакт между токоведущими частями, находящимися под напряжением, и землей;

7) зона нулевого потенциала (относительная земля)

часть земли, находящаяся вне зоны влияния какого-либо заземлителя, электрический потенциал которой принимается равным нулю;

8) зона растекания (локальная земля)

зона земли между заземлителем и зоной нулевого потенциала. Термин земля следует понимать, как земля в зоне растекания;

9) искусственный заземлитель

заземлитель, специально выполняемый для целей заземления;

10) коррозия заземлителей

химическое превращение материала заземлителя (прежде всего его окисление), происходящее при участии внешней среды и стекающих с заземлителя переменных, и постоянных токов;

11) напряжение на заземляющем устройстве

напряжение, возникающее между точкой ввода тока в заземлитель и зоной нулевого потенциала;

12) напряжение прикосновения

напряжение между двумя проводящими частями или между проводящей частью и землей при одновременном прикосновении к ним человека или животного;

13) напряжение шага

напряжение между двумя точками на поверхности земли, на расстоянии 1 метр (далее

м) одна от другой, которое принимается равной длине шага человека;

14) ожидаемое напряжение прикосновения

напряжение между одновременно доступными прикосновению проводящими частями, когда человек или животное их не касается;

15) открытая проводящая часть

доступная прикосновению проводящая часть электроустановки, нормально не находящаяся под напряжением, но которая может оказаться под напряжением при повреждении основной изоляции;

16) опорная точка заземляющего устройства

точка на заземляющем устройстве, являющаяся наиболее частым местом ввода тока, такой точкой могут быть

места заземления нейтралей трансформаторов;

17) потенциалоповышающий ток

ток, стекающий с заземлителя в землю и создающий напряжение на заземляющем устройстве;

18) заряд статического электричества

импульсный перенос электрического заряда между телами с разными электростатическими потенциалами при непосредственном контакте или при сближении их на некоторое, достаточно маленькое расстояние;

19) разность потенциалов на заземляющем устройстве

разность потенциалов, возникающая между различными точками заземляющего устройства при коротком замыкании на подстанции, вызванная продольными токами и сопротивлением проводников заземляющей системы;

20) сопротивление заземляющего устройства

отношение напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя в землю;

21) сопротивление неэквипотенциальности

разница потенциалов между любыми двумя точками на заземляющем устройстве электроустановки, отнесенная к току, протекающему между точками ввода тока в заземляющем устройстве;

21) ток замыкания на землю

ток, стекающий в землю в месте замыкания;

22) уравнивание потенциалов

электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов;

23) система уравнивания потенциалов

совокупность проводящих частей и соединительных проводников уравнивания потенциалов;

24) устойчивость к электромагнитной помехе, (далее

помехоустойчивость)

способность технического средства сохранять заданное качество функционирования при воздействии на него внешних помех с регламентируемыми значениями параметров в отсутствие дополнительных средств защиты от помех, не относящихся к принципу действия или построения технического средства;

25) эквивалентное удельное сопротивление земли с неоднородной структурой: удельное электрическое сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой;

26) электромагнитная совместимость технических средств (далее

ЭМСТС)

способность технического средства функционировать с заданным качеством в заданной электромагнитной обстановке и не создавать недопустимых электромагнитных помех другим техническим средствам;

27) электромагнитная обстановка

совокупность электромагнитных явлений, процессов в заданной области пространства, в частотном и временном диапазонах;

28) электромагнитная помеха

электромагнитное явление, процесс, которые ухудшают или могут ухудшить качество функционирования технического средства.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

4. В Методических указаниях приведены методы контроля и испытаний заземляющих устройств подстанций и опор воздушных линий, методы проверки пробивных предохранителей и цепи фаза-нуль (в установках до 1000 Вольт (далее

В)) в процессе эксплуатации и при приемке вновь сооружаемых или реконструируемых заземляющих устройств, а также указаны используемые при этом приборы.

Характеристики заземляющих устройств отвечают требованиям обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала и обеспечивают в нормальных и аварийных условиях следующие эксплуатационные функции электроустановки:

1) действие релейных защит от замыкания на землю;

2) действие защит от перенапряжений;

3) отвод в грунт токов молнии;

4) отвод рабочих токов (токов несимметрии);

5) защиту изоляции низковольтных цепей и оборудования;

6) снижение электромагнитных влияний на вторичные цепи;

7) защиту подземного оборудования и коммуникаций от токовых перегрузок;

8) стабилизацию потенциалов относительно земли и защиту от статического электричества;

9) обеспечение взрыво - и пожаробезопасности.

5. Основными параметрами, характеризующими состояние заземляющих устройств, являются:

1) сопротивление заземляющих устройств (для электроустановок подстанций, электростанций и опор воздушных линий);

2) напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю;

3) напряжение прикосновения (для электроустановок выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью, кроме опор воздушных линий).

6. Дополнительными характеристиками заземляющих устройств, с помощью которых производится оценка его состояния в процессе эксплуатации, являются качество и надежность соединения элементов заземляющих устройств, соответствие сечения и проводимости элементов требованиям Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851) (далее

Правила устройства электроустановок) и проектным данным, интенсивность коррозионного разрушения.

7. Для контроля заземляющих устройств в электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью производится проверка пробивных предохранителей, а в электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью проверка цепи фаза-нуль, в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907) (далее

Правила техники безопасности).

8. Периодичность проверки параметров заземляющих устройств:

1) проверка заземляющих устройств в полном объеме

не реже 1 раза в 12 лет;

2) проверка в той части, где возможно изменение заземляющих устройств в результате проведенных работ,

после монтажа, переустройства и капитального ремонта оборудования на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

3) измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющих устройств которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения,

после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющих устройств и изменения токов короткого замыкания, но не реже 1 раза в 6 лет (измерения выполняются при присоединенных естественных заземлителях и тросах воздушных линий);

4) проверка состояния устройств молниезащиты

один раз в год перед началом грозового сезона;

5) проверка пробивных предохранителей и цепи фаза-нуль

не реже 1 раза в 6 лет.

9. При возникновении на территории объекта короткого замыкания или связанных с ним аварийных ситуаций проводится обследование заземляющих устройств в зоне аварии и на прилегающих к ней участках заземляющих устройств.

10. Проводится проверка состояния заземляющих устройств после реконструкции, в особенности при установке на объекте электронных и микропроцессорных устройств.

11. Для измерения сопротивления заземляющих устройств и определения напряжения прикосновения используются ряд приборов, различающихся областью применения, диапазонами измеряемых значений, схемами, помехоустойчивостью, частотой измерительного тока.

12. Краткие характеристики приборов, сведения о средствах измерений и контроля, разработанных в последние годы используются согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 2. Методы проверки состояния заземляющих устройств

13. При вводе и в процессе эксплуатации контроль состояния заземляющих устройств осуществляется путем проверки выполнения элементов заземляющих устройств, соединения заземлителей с заземляемыми элементами и естественных заземлителей с заземляющими устройствами, коррозионного состояния элементов заземляющих устройств, находящихся в земле, напряжения на заземляющих устройствах электроустановок при стекании с него тока замыкания на землю, состояния пробивных предохранителей, цепи фаза-нуль в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали и измерения сопротивления заземляющих устройств электроустановок, заземлителей опор воздушных линий и напряжения прикосновения.

14. Визуальная проверка проводится с целью контроля качества монтажа и соответствия сечения заземляющих проводников требованиям проекта, согласно Правил устройства электроустановок.

15. Измерение сечения проводников производится штангенциркулем. Измеренное сечение сравнивается с расчетным. Сечение заземляющих проводников S_зп квадратных миллиметра (далее - мм²) определяется по формуле:

, (1)

где I_з

ток замыкания на землю (ток, стекающий в землю через место замыкания), ампер (далее

А) (для открытого распределительного устройства (далее

ОРУ) подстанций 6-35 кВ

ток двойного замыкания на землю

, для ОРУ подстанций 110-1150 кВ

ток однофазного КЗ

);

время отключения замыкания на землю, секунда (далее

с) (время действия основной защиты и время работы выключателя).

16. Внимание уделяется заземляющим проводникам от нейтралей трансформаторов, короткозамыкателей, шунтирующих и дугогасящих реакторов. Сечение определяется по максимальному значению для данной подстанции.

17. Уменьшение сечения из-за коррозии происходит в первую очередь непосредственно под поверхностью грунта, поэтому при контроле заземляющих устройств, в процессе эксплуатации делается выборочная проверка заземляющих проводников со вскрытием грунта на глубину 20 сантиметров (далее

см).

18. Коррозионные повреждения проводников на большей глубине, а также в сварных соединениях выявляются при измерениях напряжений прикосновения и проверке металлосвязей.

19. Если к заземляющим устройствам подстанции подсоединяется грозозащитный трос воздушной линии, то ток через трос равняется:

1) 0,2

для стальных тросов;

2) 0,7

для сталеалюминевых (здесь

ток однофазного короткого замыкания на проверяемой воздушной линии вблизи подстанции, который можно принять равным току короткого замыкания на соответствующем ОРУ).

20. Допустимые токи I_доп (кА) для различных марок грозозащитных тросов при времени отключения короткого замыкания, равном 1 секунде, приведены в таблице 1 согласно приложению 5 к настоящим Методическим указаниям.

21. При ином времени

допустимый ток I_доп

определяется по формуле:

(2)

где I_доп

допустимый ток I_доп для различных марок грозозащитных тросов при времени отключения короткого замыкания, равном 1 секунде, килоампер (далее - кА);

иное время отключения короткого замыкания, с.

22. При визуальном контроле заземляющих устройств, проводится проверка болтовых соединений. Болтовые соединения затягиваются, снабжаются контргайкой и пружинной шайбой.

23. При определении реальной схемы заземляющих устройств, составляется рабочий план размещения силового оборудования электроустановки. На план наносятся в масштабе:

1) вся территория электроустановки, включая здания и отдельно стоящее оборудование, подлежащее заземлению;

2) магистраль заземляющих устройств и точка присоединения к нему силового оборудования;

3) кабельные каналы, колодцы, трубопроводы;

4) ограждения;

5) автомобильные и пешеходные дороги.

Образец схемы-плана представлен на рисунке 1 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

24. Определение трасс прокладки искусственного заземлителя в грунте осуществляется измерительным комплексом. Источник переменного тока (далее

ИПТ) 400 Герц (далее

Гц) подключается к двум разнесенным по территории точкам заземляющих устройств исследуемой электроустановки. Проводятся проверка работоспособности и калибровка измерительной аппаратуры в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

25. С помощью измерителя напряженности магнитного поля (далее - ИПМ) определяется фон излучения магнитного поля на территории электроустановки при отключенном ИПТ:

1) на уровне грунта;

2) в местах присоединения шин заземления к оборудованию;

3) над кабельными каналами, под кабельными лотками;

4) в местах прокладки трубопроводов и выхода силовых и информационных кабелей из зданий.

26. Фиксируется наибольшее значение фона излучения магнитного поля. В дальнейшем устанавливается такое значение тока ИПТ, чтобы уровень магнитного поля полезного сигнала превышал максимальное фоновое не менее чем в 10 раз.

27. Определяется трасса прокладки магистралей заземления без вскрытия грунта. Для этого ИПТ подключается к различным удаленным одна от другой точкам заземляющих устройств и с помощью ИПМ определяются и наносятся на план места прокладки и соединений поперечных и продольных заземлителей.

28. Определяются подземные и наземные (через броню и оболочки кабелей, нулевые провода, трубопроводы и металлоконструкции) связи оборудования с заземляющим устройством.

Один из выводов ИПТ подключается к заземляющему устройству, а второй последовательно присоединяется к заземляющим проводникам оборудования, подлежащего заземлению. Установленные связи наносятся на план.

Определяется глубина залегания горизонтальных заземлителей и подземных связей. Для этого с помощью датчика ИПМ у поверхности земли фиксируется значение напряженности Н₁. Датчик ИПМ поднимается над землей на высоту h₁, при которой на индикаторе ИПМ показывается значение 0,5 Н₁. Глубина залегания шины заземлителя I_з = h₁.

Пример определения реальной схемы заземляющего устройства представлен согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

29. Проверка контактных соединений и металлических связей оборудования с заземляющим устройством осуществляется:

1) в цепи заземления нейтралей трансформаторов;

2) в цепи заземления короткозамыкателей;

3) в цепи заземления шунтирующих и дугогасящих реакторов;

4) в местах соединения грозозащитных тросов с опорами и конструкциями открытых распределительных устройств;

5) в местах соединения заземляемого оборудования с заземляющим устройством.

30. Контактные соединения проверяются осмотром, простукиванием, а также измерением переходных сопротивлений мостами, микроомметрами и по методу амперметра-вольтметра.

31. Значение сопротивления контактов не нормируется, но практикой установлено, что качественное присоединение к заземлителю обеспечивается при переходном сопротивлении не более 0,05 Ом (далее

Ом).

32. Проверка металлосвязей оборудования с заземляющим устройством выполняется как на рабочих, так и на нерабочих местах. Если заземляющий проводник не подсоединяется к заземляющему устройству (нет связи), измеренное значение напряжения во много раз отличается от значений, измеренных на соседних корпусах оборудования.

33. На подстанциях напряжением 220 кВ и выше дополнительно проверяется сопротивление металлосвязи между заземлителем открытых распределительных устройств и местом заземления нейтрали трансформатора. Это измерение в случае применения измерителя напряжения прикосновения производится по схеме, при которой выводы Т₂ и П₂ прибора соединяются с точкой заземления нейтрали трансформатора, а выводы Т₁ и П₁ соединяются с заземлителем открытых распределительных устройств.

Связь считается удовлетворительной, если сопротивление не превышается значения 0,2 Ом.

34. Заземляющие устройства энергообъектов подвергаются совместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого и двойного замыкания на землю. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественных и искусственных заземлителей.

На энергообъектах как правило разрушаются:

1) трубопроводы хозяйственного водоснабжения и аварийного пожаротушения;

2) заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственно под поверхностью грунта;

3) сварные соединения в грунте;

4) горизонтальные заземлители;

5) нижние концы вертикальных электродов.

Разрушения бывают локальные, местные, общие.

35. Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников выявляются при осмотрах (в основном со вскрытием грунта), а также при измерениях напряжения прикосновения и проверке металлосвязи.

36. Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности проводника отдельных, иногда множественных, повреждений в форме язв или кратеров, глубина и поперечные размеры которых соизмеримы и колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких миллиметров.

37. Общая коррозия возникает в грунтах с большой коррозионной активностью.

38. Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное по всей поверхности проводника проникновение в глубь металла с соответствующим уменьшением размеров поперечного сечения элемента. После механического удаления продуктов коррозии поверхность металла оказывается шероховатой, но без очевидных язв, точек коррозии или трещин.

39. Количественная оценка степени коррозионного износа производится выборочно по участкам контролируемого элемента заземляющего устройства (далее

ЗУ) путем измерения характерных размеров, зависящих от вида коррозии. Эти размеры определяются после удаления с поверхности элемента продуктов коррозии.

40. При сплошной поверхностной коррозии характерными размерами являются линейные размеры поперечного сечения проводника (диаметр, толщина, ширина), измеряемые штангенциркулем.

41. При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв (например, с помощью штангенциркуля), а также площадь язв на контролируемом участке.

42. Элемент заземляющего устройства заменяется, если разрушено более 50 процентов (далее - %) его сечения.

43. Для выявления тенденции коррозии и прогнозирования срока службы заземлителей производятся измерения электрохимического окислительно-восстановительного потенциала, удельного сопротивления грунта и определение наличия блуждающих токов в земле.

Методика определения наличия блуждающих токов приведена согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

44. Измерение сопротивления заземляющих устройств подстанций. Измерение сопротивления производится без отсоединения грозозащитных тросов, оболочек отходящих кабелей и других естественных заземлителей. Измерения выполняются в периоды наибольшего высыхания грунта. При проведении измерений в условиях, отличающихся от указанных, применяют сезонный коэффициент K_с, согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям. Сопротивление R_ЗУ определяется по формуле:

R_ЗУ = K_с

R_ЗУизм , (3)

где K_с

сезонный коэффициент;

R_{ЗУ изм}

сопротивление заземляющего устройства, полученное при измерениях, Ом.

45. Сопротивление заземляющих устройств измеряется по методу амперметра-вольтметра с помощью приборов, имеющих сертификат Республики Казахстан, согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям. Принципиальная схема измерений сопротивления, приведена на рисунке 1 согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям.

46. Токовый и потенциальный электроды располагаются на одной линии по территории, свободной от линий электропередачи и подземных коммуникаций. Расстояния от подстанции до токового и потенциального электродов выбираются в зависимости от размеров заземляющего устройства и характерных особенностей территории вокруг подстанции.

47. Если заземлитель подстанции имеет небольшие размеры, а вокруг него имеется обширная площадь, свободная от линий электропередачи и подземных коммуникаций, то расстояния до электродов (токовых и потенциальных) выбираются по выражению:

r_эт

5Д; (4)

r_эп = 0,5 r_эт, (5)

где Д

наибольший линейный размер заземляющего устройства, м, характерный для данного типа заземлителя (для заземлителя в виде многоугольника

диагональ заземляющего устройства для глубинного заземлителя

длина глубинного электрода, для лучевого заземлителя

длина луча).

48. Если заземлитель имеет большие размеры, но вокруг него нет обширной площади, свободной от линий электропередачи и подземных коммуникаций, токовый электрод размещают на расстоянии r_эт

3Д. Потенциальный электрод размещается последовательно на расстоянии r_эп, равном 0,1 r_эт; 0,2 r_эт; 0,3 r_эт; 0,4 r_эт; 0,5 r_эт; 0,6 r_эт; 0,7 r_эт; 0,8 r_эт; 0,9 r_эт, и производится измерение значений сопротивления. Далее строится кривая зависимости значения сопротивления от расстояния r_эп. По зависимости измеренного сопротивления от расстояния потенциального электрода до токового, если кривая монотонно возрастает и имеет в средней части горизонтальный участок согласно рисунку 3 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям, за истинное значение сопротивления принимается значение при r_эп = 0,5 r_эт. Если кривая немонотонная, что является следствием влияния различных коммуникаций (подземных и надземных), измерения повторяются при расположении электродов в другом направлении от заземляющего устройства.

49. Если кривая сопротивления плавно возрастает, но не имеет горизонтального участка (разница сопротивлений, измеренных при r_эп = 0,4 r_эт и r_эп = 0,6 r_эт, превышает более чем на 10% значение, измеренное при r_эп = 0,5 r_эт) и отсутствует возможность перемещения токового электрода на большее расстояние, возможен следующий выход.

Проводятся две серии измерений при r_эт = 2Д и r_эт = 3Д. Кривые наносятся на один график. Точка пересечения кривых принимается за истинное значение сопротивления заземлителя.

50. При производстве измерений в качестве вспомогательных электродов применяются стальные стержни или трубы диаметром до 50 миллиметра (далее

мм). Стержни очищаются от краски, а в месте присоединения соединительных проводников и от ржавчины. Стержни забиваются или ввинчиваются в грунт на глубину 1,0

1,5 метра. Токовый электрод выполняется из нескольких параллельно соединенных электродов, размещаемых по окружности, с расстоянием между ними 1,0

1,5 метра.

51. При выборе токового электрода выполняется проверка соответствия сопротивления токовой цепи техническим данным прибора, с помощью которого производятся измерения. Допустимое сопротивление токовой цепи (с электродом) у различных приборов имеет различные значения и зависит также от выбранного диапазона измерения сопротивления заземления. Для прибора Ф 4103, например, допустимое сопротивление токовой цепи в зависимости от выбранного диапазона измерений меняется от 1 до 6 кило Ом (далее

кОм).

52. Для проверки сопротивления токовой цепи в начале всех измерений объединяются выводы Т₁ и П₁ прибора, соединяются с токовым электродом и выполняются измерения сопротивления токовой цепи.

53. При эксплуатации электроустановок определяется сопротивление искусственного заземлителя или сопротивления связи оборудования по ЗУ. Такие измерения осуществляются с помощью, например, измерительного комплекса типа КДЗ-1, согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

54. Методика измерения сопротивления заземлителей опор воздушных линий без грозозащитного троса практически не отличается от измерения сопротивления заземлителей подстанции.

Заземляющие устройства с большими размерами в плане редко применяются на опорах воздушных линий, результаты получают при расположении электродов по двухлучевой схеме при расстоянии между электродами, удовлетворяющем соотношениям:

r_эп = r_эт = 1,5Д; r_тп = Д, (6)

где r_тп

расстояние между токовым и потенциальным электродами, м;

r_эп

расстояние допотенциального электрода, м;

r_эт

расстояние до токового электрода, м;

Д

наибольший линейный размер заземляющего устройства, м.

Расстояние r_эп измеряется от края заземляющего устройства и составляет не менее 30 м от тела опоры.

55. В случае невозможности или нецелесообразности отсоединения от тела опоры грозозащитного троса измерение сопротивления заземлителя опоры выполняется:

1) с помощью токоизмерительных клещей;

2) метод использования двух потенциальных и двух токовых электродов;

3) импульсным методом.

56. Метод измерения с помощью токоизмерительных клещей заключается в измерении суммарного тока, протекающего по всем заземляющим спускам, ногам или стойкам опоры, и потенциала заземляющего спуска относительно вспомогательного электрода, помещенного в зону нулевого потенциала. Сопротивление заземлителей определяется как отношение потенциала к суммарному току. На воздушных линиях 110 кВ токи, стекающие в землю по опорам, составляют от нескольких сот миллиампер до нескольких ампер.

57. Метод основан на использовании двух потенциальных (П₁ и П₂) и двух токовых электродов (сравнительный - СЭ и вспомогательный токовый - ВТ).

Взаимное расположение указанных электродов и контролируемого заземляющего устройства, показаны на рисунке 4 согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям.

58. В качестве измерительных приборов при реализации этого метода используются серийные измерители заземления, а также приборы из геофизических комплектов. Учитывая очень малые значения измеряемых величин, используются усилительные приставки.

59. Измерения производятся трижды с включением независимого источника тока и измерительных приборов согласно схемам рисунка 5 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям. При этом определяются последовательно три значения сопротивления R₁, R₂ и R₃, соответствующие схемам измерения на рисунке 5 а), б), в) согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям. Искомое сопротивление заземляющего устройства опоры R_ЗУ (при использовании прибора без усилительной приставки) определяется по формуле:

, (7)

где R₁, R₂ и R₃

сопротивления, Ом, соответствующие схемам измерения на рисунке 5 а), б), в) согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям.

60. Импульсный метод измерения сопротивления заземлителей позволяет выполнять работы по проверке заземления не только отдельно стоящих опор воздушных линий и молниеотводов, но также опор с присоединенными грозозащитными тросами и молниеотводов, смонтированных на порталах ОРУ, согласно рисунку 6 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям. В качестве источника используется генератор апериодических импульсов, моделирующий по временным параметрам форму импульса тока молнии (например, прибор ИК-1).

В качестве токового электрода используется стальной стержень диаметром 16-18 мм и длиной 800-1000 мм, который забивается на глубину 0,5 м в грунт на расстоянии 50 м от объекта измерений. Подсоединение выносного токового электрода осуществляется через изолированные провода.

61. С помощью пик-вольтметра измеряется напряжение между потенциальным электродом и заземляющим устройством опоры воздушной линии при различных расстояниях между ними, согласно рисунку 6 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям. По результатам измерений строится потенциальная кривая U(l), согласно рисунку 7 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям, по которой определяется установившееся значение напряжения (U_уст).

Импульсное сопротивление опоры (молниеотвода) определяется по формуле:

, (8)

где: I

измеренное значение импульсного тока, А;

U_уст

установившееся значение напряжения, В.

62. Реальное сопротивление заземлителя опоры уменьшается за счет образования зоны коронирования вокруг заземлителя при ударе молнии. Поэтому значение импульсного сопротивления R_ЗУимп умножается на коэффициент импульса К_и, определяемый по формуле:

, (9)

где: S

площадь заземлителя, м²;

удельное сопротивление грунта, Ом

м;

I_м

ток молниеотвода, кА.

63. Если удельное сопротивление грунта превышает 300 Ом

м, измеряется сопротивление растеканию опор с помощью прибора типа КДЗ-1, определяя часть тока, идущего в землю.

64. При проведении измерений с прибором ИК-1 одновременно проводится работа по определению путей растекания токов молнии и измерению потенциалов на прилегающих участках электроустановки при имитации токов молнии. Собирается схема, согласно рисунку 6 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям, а пик-вольтметр присоединяется между выносным заземлителем и близлежащими заземленными частями электроустановки или энергообъекта. Измеренные значения потенциалов (U

) при токе от ИК-1 пересчитываются на ток молнии I_м:

, (10)

где К_и

коэффициент импульса;

U

измеренные значения потенциалов, В;

I_м

ток молнии, А;

I

измеренный ток, А.

65. Напряжение прикосновения U_пр определяется по выражению:

, (11)

где: I_з

значение тока замыкания на землю в месте измерения, А;

сопротивление, измеренное прибором, Ом;

R_ч

сопротивление тела человека (для установок свыше 1000 В с эффективно заземленной нейтралью R_ч = 1 кОм);

R_{ос мин}

минимальное из всех измеренных на объекте значений сопротивления основания, кОм.

66. Принципиальные схемы измерительных цепей при определении напряжения прикосновения представлены на рисунке 8 согласно приложению 8 к настоящим Методическим указаниям (к рабочим относятся места, на которых при выполнении оперативных переключений возникает короткое замыкание и которые доступны для прикосновения производящему переключения персоналу).

67. В качестве измерительных приборов используются поверенные приборы, внесенные в Реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан. Токовый электрод размещается таким образом, чтобы возможно точнее имитировать токовую цепь, возникающую при замыкании на землю.

68. При измерении напряжения прикосновения на территории ОРУ 110 кВ и выше, питание которого осуществляется от одной или нескольких воздушных линиях, токовый электрод переносится от края заземлителя не менее чем на 2Д.

69. Если подстанция располагается на территории промышленного предприятия, на застроенной территории, то для уменьшения наводки напряжения на токовую цепь рабочим током воздушной линии токовый электрод переносится не менее чем на 200 м от подстанции и примерно на 100 метров в сторону от питающих воздушных линий.

70. Если измерения выполняются на ОРУ 110 кВ, с шин которого осуществляется питание нагрузки, а питание шин в свою очередь осуществляется от автотрансформатора с высшим напряжением 220-1150 кВ, токовый электрод присоединяют к нейтрали питающего автотрансформатора.

71. Проводники токовой и потенциальной цепей подключаются к заземленному оборудованию отдельными струбцинами, при этом проводник токовой цепи присоединяется к заземляющему проводнику. Проводник потенциальной цепи подсоединен к этому же заземляющему проводнику или к любой точке металлоконструкции, то есть к месту возможного прикосновения.

72. При измерении на нерабочем месте токовый вывод Т₂ прибора присоединяется к заземляющей шинке корпуса ближайшего оборудования, по которой может протекать ток короткого замыкания.

73. Потенциальная цепь от вывода П₁ прибора подсоединяется к пластине, имитирующей стопы ног человека, размером 25 см

25 см, которая располагается примерно в 1 м от оборудования. Основание под пластиной выровнено и увлажнено 250 миллилитрами воды. Пластина выполняется, чтобы при измерениях располагается человек, создающий необходимое давление, которое не менее 50 килограм силы на сантиметр квадратный (далее - кгс/см²).

74. Напряжения прикосновения измеряется в контрольных точках, в которых эти значения определяются расчетом при проектировании. Измерения производятся на всех рабочих и нерабочих местах.

75. При измерениях на подстанциях 110 кВ и выше выводы П₁ и П₂ измерительного прибора шунтированы резистором 1 кОм, согласно рисунку 8 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям. В приборах ПИНП и ЭКО-200 этот резистор встроен.

76. Для определения сопротивления основания собирается схема, согласно рисунку 9 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям.

77. Определение сопротивления основания производится у каждой точки измерения. Сопротивление R_осн измеряется мегомметром либо с помощью прибора ОНП-1 (в этом случае к заземляющему проводнику присоединяются выводы П₁ и Т₁, а к основанию П₂, Т₂).

78. При измерении значений напряжений прикосновения U_пр

на частоте, отличной от промышленной (прибор КДЗ-1), производится пересчет измеренных значений на истинные значения. При этом значение напряжения прикосновения на частоте 50 Гц (U_пр50) определяется по формуле:

, (12)

где K_п

коэффициент пересчета значений напряжения прикосновения с частоты 400 Гц на частоту 50 Гц;

U_пр

измеренное значение напряжения прикосновения на частоте, отличной от промышленной, В.

Значения коэффициента пересчета K_п в зависимости от длины заземляющего оборудования проводника L. используются согласно таблице 2 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

Полученные значения U_пр50 сопоставляются с нормами на напряжение прикосновения.

79. По измеренному значению сопротивления заземляющего устройства (R_ЗУ) рассчитывается напряжение на заземляющем устройстве (U_ЗУ) при стекании с него тока замыкания на землю. Расчет ведется по формуле:

U_ЗУ = К_с R_ЗУ I_з, (13)

где I_з

ток однофазного замыкания на землю для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью;

К_с

сезонный коэффициент;

R_ЗУ

измеренное значение сопротивления заземляющего устройства, Ом.

80. Проверка состояния пробивных предохранителей заключается в проверке целости фарфора, резьбовых соединений и крепления, качества заземления. Разрядные поверхности электродов чистые и гладкие, без заусенцев и нагаров. Слюдяная пластинка целая и имеет толщину в пределах 0,08 плюс минус 0,02 мм при исполнении на 220 - 380 В и 0,21 плюс минус 0,03 мм при исполнении на 500 - 660 В.

У собранного предохранителя измеряется сопротивление изоляции мегомметром до 250 В, которое должно быть не менее 5 МОм.

Перед установкой предохранителя измеряется его пробивное напряжение. Основные значения пробивных напряжений предохранителей типа ПП-А/3 приведены в таблице 3 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

81. Для ограничения после пробоя сопровождающего тока в цепь предохранителя включается токоограничивающее сопротивление 5

10 кОм.

82. Если пробивное напряжение соответствует норме, то напряжение снижается и снова повышается до 0,75 U_проб. Если при этом не наступает пробой, то испытательная установка отключается и повторно измеряется сопротивление изоляции. При существенном снижении сопротивления изоляции (более 30%) разбирается предохранитель, зачищаются подгоревшие разрядные поверхности и повторяются испытания, увеличивая балластное сопротивление.

83. Проверка цепи фаза-нуль в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали выполняется одним из следующих способов:

1) непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или нулевой провод;

2) измерением полного сопротивления проводов петли фаза-нуль с последующим вычислением тока однофазного замыкания.

84. Полное сопротивление петли фаза-нуль Z_пет определяется по формуле:

Z_пет = Z_п + Z_т, (14)

где: Z_п

полное сопротивление проводов, Ом;

Z_т

полное сопротивление трансформатора при однофазном замыкании, Ом.

85. Кратность тока однофазного замыкания на землю по отношению к номинальному току плавкой вставки или расцепителя автоматического выключателя определяется не менее значения, согласно Правилам устройства электроустановок.

86. В эксплуатации проверка проводится только на воздушных линиях с периодичностью не реже 1 раза в 6 лет.

87. Проверка цепи фаза-нуль осуществляется при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение сопротивления цепи.

Глава 3. Определение уровня помех от внешних электромагнитных возмущений

88. При проведении работ по диагностике заземляющих устройств электроустановок, в системах управления, контроля и сигнализации которых используются электронные и микропроцессорные устройства, учитывается, что современная электронная аппаратура чувствительна к электромагнитным помехам.

89. Определение уровня помех производится после полного обследования заземляющего устройства и составления подробной исполнительной схемы со всеми имеющимися связями.

90. Для проведения работ по проверке уровня помех используется оборудование: КДЗ-1 (комплекс диагностики заземлений), ИК-1 (измерительный комплекс), ГВЧИ (генератор высокочастотных импульсов), осциллограф, токоизмерительные клещи.

С помощью перечисленных приборов имитируются следующие воздействия на заземляющем устройстве:

1) короткое замыкание;

2) коммутация силового оборудования;

3) разряды тока молнии.

91. При имитации разряда тока молнии выходные выводы ИК-1 присоединяются между токоотводом молниеприемника и токовым электродом, расположенным на расстоянии не менее 50 метров от молниеотвода. Устанавливаются выходной ток ИК-1 (I_ист) и потенциалы (U_м) на заземляющем устройстве и уровень помех на входных выводах устройств. Значение потенциала определяется по формуле:

U_м = K_п U_изм, (15)

где

;

I

измеренный ток, кА;

U

измеренные значения потенциалов, В.

92. При имитации короткого замыкания выходные клеммы выводы ИПТ (прибор КДЗ-1) подключаются к заземляющему проводнику силового оборудования и выносному токовому электроду, расположенному за пределами заземляющего устройства. Устанавливается выходной ток источника и измеряются токи в кабелях, потенциалы на заземляющем устройстве и уровень помех на входных выводах устройств. Реальные значения измеренных величин пересчитываются на реальный ток короткого замыкания.

93. Для имитации высокочастотных возмущений в заземляющем устройстве, создаваемых коммутацией силового оборудования и токами короткого замыкания, применяется прибор ГВЧИ, подключаемый к заземляющему проводнику силового оборудования и выносному токовому электроду, расположенному на расстоянии не менее 50 м от точки подключения к силовому оборудованию. Устанавливаются выходной ток ГВЧИ и потенциалы U_ВЧ на заземляющие устройства и уровень помех на входных выводах устройств.

94. Результаты измерений пересчитываются в соответствии с реальными воздействиями по формуле:

U_ВЧ = К_п U_изм, (16)

где: К_п

коэффициент пересчета, равный I_реал/I_изм;

I_реал

реальный ток с оборудования в контур заземления при коммутациях или КЗ, А;

I_изм

значение тока, полученное при проведении измерений в данной точке подключения ГВЧИ, А.

Значения тока I_реал для различных случаев согласно таблице 4 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям.

Полученные значения воздействующих на устройства уровней помех сравниваются с допустимыми уровнями по условиям испытания устройств на помехозащищенность и прочность изоляции.

Глава 4. Меры безопасности при контроле заземляющих устройств

95. Работы по измерениям характеристик заземляющих устройств производятся в соответствии Правилами техники безопасности.

Работы по измерениям электрических характеристик выполняют по нарядам.

96. При измерениях на действующих энергообъектах с использованием вынесенных токовых и потенциальных электродов принимаются меры к защите от воздействия полного напряжения на заземлителе при стекании с него тока однофазного короткого замыкания на землю.

97. Персоналом, производящим измерения, используются при работе в диэлектрические боты, диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными ручками.

98. При сборке измерительных схем сначала присоединяется провод к вспомогательному электроду (токовому, потенциальному) и лишь затем к соответствующему измерительному прибору.

Глава 5. Документация на заземляющее устройство электроустановки

99. На каждое заземляющее устройство составляются паспорт и протокол проверки состояния заземляющего устройства, согласно приложению 6 и 7 к настоящим Методическим указаниям.

100. В паспорте отражается:

1) дата ввода заземляющего устройства в эксплуатацию (дата реконструкции или ремонта заземляющего устройства);

2) основные параметры заземлителя (материал, профиль, сечение проводников);

3) данные по сопротивлению заземляющего устройства;

4) исполнительная схема заземляющего устройства, выполненная в масштабе, с указанием магистралей искусственного заземлителя, заземляемого оборудования, мест присоединения заземляющих проводников к заземляющему устройству (на исполнительной схеме должны быть показаны все подземные и наземные связи заземляющего устройства);

5) удельное сопротивление грунта;

6) данные по напряжению прикосновения;

7) данные по сопротивлению связи оборудования с заземляющего устройства;

8) степень коррозии искусственных заземлителей;

9) сведения по электромагнитной совместимости;

10) ведомость дефектов, обнаруженных в ходе текущих проверок;

11) сведения по устранению замечаний и дефектов заземляющем устройстве;

12) заключение о пригодности заземляющего устройства к эксплуатации.

101. При вводе вновь сооружаемых объектов, реконструкции или текущей проверке заземляющего устройства проводится комплекс измерений и расчетов, на основании которых определяется состояние заземляющего устройства и его соответствие требованиям нормативных документов.

Глава 6. Рекомендации по ремонту и усилению заземляющего устройства

102. При отклонении параметров заземляющего устройства от нормы или при обнаружении повреждений ремонт и усиление заземляющего устройства выполняется силами предприятия.

103. Если сопротивление заземляющего устройства выше нормы:

1) подключаются к заземляющему устройству подстанции все грозозащитные тросы, предварительно проверяется на термическую устойчивость к токам короткого замыкания;

2) подключаются к заземляющему устройству рельсовые пути, соединив их с нейтралями трансформаторов и свариваются все стыки, за исключением изолирующих стыков устройств сигнализации централизации блокировки (на подходе к подстанции);

3) соединяются заземляющее устройство с водоводами, особенно в тех местах, где трасса водовода пересекается горизонтальными заземлителями; места приварки соединительных электродов к водоводу тщательно изолируются от грунта;

4) подсоединяются к заземляющему устройству артезианские скважины, находящиеся на территории подстанции и вблизи нее, принимаются меры к снижению напряжений прикосновения;

5) прокладываются за территорией подстанции лучевые заземлители, вдоль линий электропередачи, соединяются с заземляющим устройством и заземлителями (фундаментами) опор воздушных линий. Число лучей не более четырех - по одному с каждой стороны подстанции. Суммарная длина лучей l определяется из выражения:

, (17)

где: R_из

измеренное сопротивление заземления, Ом;

S

площадь, занимаемая заземляющим устройством, м²;

R_норм

нормативное сопротивление, Ом.

104. Если напряжение прикосновения на заземляющем устройстве выше нормы:

1) при превышении измеренного значения над средним по подстанции производится откопка заземляющего проводника, отыскивается место разрыва (в том числе плохой контакт в сварном соединении) и соединяются сваркой;

2) производятся подсыпку щебня, гальки толщиной 10 - 20 см на площади, за пределы которой человек не выходит при производстве оперативного переключения на данном присоединении;

3) укладывается на глубину 0,1 м сетчатый заземлитель из круглой стали диаметром не менее 6 мм, соединив его с заземляющим проводником. Ячейка сетки 0,5 мм

0,5 мм;

4) на бетонные плиты, находящиеся постоянно во влажном состоянии, стелятся резиновые коврики.

105. Если обнаружены коррозионные повреждения:

1) при малом сечении заземляющих проводников производится их замена на круглые большего сечения, выбранные по термической устойчивости и увеличенные (по диаметру не менее чем на 2 мм) по условиям коррозии;

2) при заметной коррозии изолируются места входа в грунт заземляющих проводников с помощью полихлорвиниловой ленты (далее - ПХВ

ленты) на 20 см выше и ниже поверхности грунта;

3) при обнаружении коррозии сварных соединений очищаются от коррозии и изолируют ПХВ - лентой сварные соединения;

4) при повреждениях водовода заменяется труба и к местам, соответствующим выявленным повреждениям, приваривается проводник из круглой стали диаметром не менее 12 мм, прокладывается по кратчайшему пути к ближайшему горизонтальному заземлителю.

106. При обнаружении слабых металлосвязей:

1) при отсутствии восстанавливаются, используя круглые проводники соответствующего сечения;

2) прокладываются связи между ОРУ и местом заземления нейтралей трансформаторов сталью круглого сечения диаметром не менее 12 мм, максимально используются пути перекатки трансформаторов;

3) используются для усиления связи грозозащитный трос воздушной линии от трансформаторов к ОРУ, проверяется на термическую устойчивость;

4) прокладываются дополнительные проводники (не менее двух) из круглой стали диаметром не менее 12 мм между заземляющими устройствами различных ОРУ таким образом, чтобы шунтировать ОРУ с обеих сторон.

107. При прочих ненормальностях, в том числе в работе релейной защиты, автоматики, связи, при коротких замыканиях на подстанции по невыясненным причинам, обращаются в специализированные организации.

108. При реконструкции заземляющего устройства используется численный анализ согласно приложению 5 к настоящим Методическим указаниям.

Приложение 1 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Измерительная аппаратура для контроля электрических

параметров заземляющих устройств

Аппаратура содержит генерирующий (токовый) и измерительный (потенциальный) блоки. С помощью генерирующего блока и присоединяемых к нему токовых проводов имитируются токовые цепи, возникающие при замыканиях на землю в электрической сети. Измерительный блок с присоединенными к нему потенциальными проводами регистрирует при этом возникающие напряжения.

Как правило, выводы генерирующего блока обозначены Т₁ и Т₂, а измерительного блока

П₁ и П₂.

В настоящее время для измерения используются приборы, характеристики которых приведены ниже.:

Таблица 1.

Измеритель сопротивления заземлителя Ф 4103

Технические характеристики
Диапазон измеряемых сопротивлений	0,03...15000 Ом
Сопротивление токовой цепи (с электродом) на диапазонах, Ом:
0...0,3	1000 Ом
0...1,0	1000 Ом
0...3,0	3000 Ом
0...10	3000 Ом
на всех последующих	6000 Ом
Сопротивление потенциальной цепи (с электродом) на диапазонах, Ом:
0...0,3	2000 Ом
0...1,0	2000 Ом
0...3,0	6000 Ом
0...10	6000 Ом
на всех последующих	12000 Ом
Погрешность, вызываемая влиянием токовой цепи на потенциальную	Отсутствует
Устойчивость к помехам:
промышленной частоты и ее гармоник	5 В
скачкам постоянного тока	2 В
Исполнение генерирующего и измерительного блока	В одном корпусе
Питание блока:
Генерирующего	Элемент типа 373 - 9 шт.
Измерительного	От внешнего источника постоянного тока 12 В
Масса	3 кг

Измеритель Ф 4103 - наиболее точный специализированный прибор для измерения сопротивления заземляющего устройства. Он позволяет также определять напряжения прикосновения в электроустановках 6-35 кВ.

Таблица 2.

Измеритель напряжения прикосновения ПИНП. Имеет увеличенный (по сравнению с Ф 4103) измерительный ток

Технические характеристики
Диапазон измеряемых сопротивлений	0,001...10 Ом
Сопротивление токовой цепи (с электродом)	До 200 Ом
Сопротивление потенциальной цепи (с электродом)	До 10000 Ом (при измерениях напряжения прикосновения не регламентируется)
Погрешность, вызываемая влиянием токовой цепи на потенциальную	Отсутствует
Устойчивость к помехам частотой, Гц
50	0,2 В
150	0,1 В
0,1...10 мГц	0,3 В
скачкам постоянного тока	0,2 В
Исполнение генерирующего и измерительного блоков	В одном корпусе
Питание	От сети 220 В 50 Гц
Масса	3,5 кг

Измеритель ПИНП - наиболее точный специализированный прибор для определения напряжений прикосновения в электроустановках напряжением свыше 1000 В. Имеет увеличенный (по сравнению с Ф 4103) измерительный ток.

Таблица 3.

Измеритель цепи фаза-нуль ЭКО 200

Технические характеристики
Диапазон измеряемых сопротивлений	0,001...6,25 Ом
Сопротивление токовой цепи (с электродом)	Менее 5,5 Ом
Сопротивление потенциальной цепи (с электродом) на диапазонах, В:
0...0,5	Менее 600 Ом
0...2,5	3000 Ом
0...5	6000 Ом
на всех последующих	12000 Ом
Погрешность, вызываемая влиянием токовой цепи на потенциальную	В приборе не устраняются
Устойчивость к помехам промышленной частоты и ее гармоникам	От помех не защищен
Исполнение генерирующего и измерительного блоков	Раздельное
Питание блока:
генерирующего	От сети 220 В 50 Гц *
измерительного	10 элементов типа А 316
Масса блока:
генерирующего	5 кг
измерительного	2 кг

* При использовании трансформатора собственных нужд измеряемой подстанции питание токовой цепи в общем случае следует осуществлять через разделительный однофазный трансформатор 220/220 В мощностью 10-100 кВ

А.

Точные результаты с помощью прибора ЭКО 200 можно получить лишь при малых сопротивлениях токовой цепи (единицы Ом) и отсутствии промышленных помех. Большие погрешности в измерениях могут вносить стальные проводники в токовых цепях (полосы ЗУ).

Недостатком измерителя ЭКО 200 является также невозможность одновременного определения тока и напряжения. Эти величины определяются поочередно одним прибором, входящим в измерительный блок комплекта.

Таблица 4.

Геофизическая аппаратура АНЧ-3

Технические характеристики
Диапазон измеряемых сопротивлений	0,0001...1,0 Ом
Сопротивление токовой цепи (с электродом)	До 2000 Ом
Сопротивление потенциальной цепи (с электродом)	До 5000 Ом
Погрешность, вызываемая влиянием токовой цепи на потенциальную	Мала из-за низкой рабочей частоты
Устойчивость к помехам промышленной частоты	Подавление 80 дБ
Исполнение генерирующего и измерительного блоков	Раздельное
Питание блока:	От встроенных аккумуляторов:
генерирующего	31 В
измерительного	15 В
Масса блока:
генерирующего	6,5 кг
измерительного	5,5 кг

Достоинством аппаратуры АНЧ-3 является ее комплектная поставка с измерительными проводами (6 катушек) и электродами.

В комплект поставки входят 3 измерительных блока и помимо указанного в таблице генерирующего блока еще стационарный генератор с бензоэлектрическим агрегатом 115 В, 400 Гц, позволяющий создать при соответствующих сопротивлениях токи в токовой цепи от 0,1 до 0,2 А, что повышает помехоустойчивость. Мощность стационарного генератора 500 В

А.

Недостатками аппаратуры АНЧ-3 являются занижение измеренных значений, особенно при протяженных стальных заземлителях, и невозможность определения сопротивления со значением выше 1 Ом.

Таблица 5.

Прибор для определения напряжения прикосновения (шага) косвенным методом ОНП-1

Технические характеристики
Диапазон измерения сопротивления (шаг квантования, Ом):
диапазон 1	0,001...2,0 (0,001) Ом
диапазон 2	1...2000 (1,0) Ом
Частота измерительного тока	12,5 Гц
Выходное напряжение	Не более 15 В
Класс точности	2,5
Регистрация	Цифровая
Режим измерения	Автоматический
Время установления рабочего режима	30 с
Время установления показаний	10 с
Погрешность, вызываемая влиянием токовой цепи на потенциальную	Мала из-за низкой рабочей частоты
Устойчивость к помехам промышленной частоты	Подавление 60 дБ
Напряжение питания:
автономное, от встроенного аккумуляторного блока	9 1 В
сетевое (от блока питания)	220 22 В
Потребляемая мощность	Не более 1,2 Вт
Габаритные размеры	254х180х90 (110) мм
Масса со встроенным источником питания	2 кг

Конструктивно ОНП-1 выполнен в виде переносного блока. В комплект поставки входит блок сетевого питания и подзарядки аккумуляторов.

Преимущества перед аналогами:

1) высокая помехозащищенность;

2) цифровой отсчет результата;

3) автономное питание;

4) низкие массогабаритные показатели;

5) не требуется режим калибровки и подстройки прибора перед каждым измерением во время обследования;

6) снимаются ограничения, связанные с сопротивлением цепи токового электрода (до R_ТЭ = 3000 у ОНП-1 и R_ТЭ < 250 у прибора ПИНП, аналога ОНП-1).

Таблица 6.

Измерительный комплекс для диагностики качества контуров заземления КДЗ-1

Технические характеристики
Напряжение питания	220 В; 50 Гц; = 27 В
Потребляемая мощность	Не более 300 Вт
Выходное напряжение	12В; 400Гц (дополнительно 200 Гц)
Выходной ток	(0-10)А; 400Гц (дополнительно 200 Гц)

Предназначен для проведения диагностики заземляющих устройств электроустановок. В состав комплекса входят ИПТ и ИПМ. Источник переменного синусоидального тока (ИПТ).

Предназначен для прогрузки систем заземления и зануления переменным током с частотой 200 и 400 Гц с целью диагностики заземляющего устройства.

Таблица 7.

Измеритель напряженности магнитного поля малогабаритный ИПМ-203М с антенной-преобразователем Н05

Технические характеристики
Рабочий диапазон частот	400; 200; 50 Гц
Пределы измерения напряженности магнитного поля	1 мА/м...2000 А/м
Рабочие условия эксплуатации:
температура окружающей среды	От -10 до +40 С
рабочие частоты селективного вольтметра	400; 200; 50 Гц
Пределы измерения переменного напряжения	0,01 мВ...200 В

Предназначен для измерения напряженности переменного магнитного поля и переменного напряжения частотой 50; 200 и 400 Гц.

8. Измерительный комплекс для определения импульсного сопротивления контуров заземления ИК-1 (НПФ ЭЛНАП, МЭИ).

Предназначен для измерения импульсного сопротивления молниеотводов и опор ВЛ. В состав комплекса входят источник апериодических импульсов ГАИ и пик-вольтметр ВИ.

Таблица 9.

Генератор апериодических импульсов ГАИ

Технические характеристики
Длительность фронта, мкс	8 1,6
Длительность импульса, мкс	20 4
Максимальная амплитуда выходного напряжения, В	250; 125; 61; 25
Частота следования импульсов, Гц	2 1

Представляет собой импульсный источник, предназначенный для имитации импульсов тока молнии с заданными параметрами.

Таблица 10.

Вольтметр импульсный в составе ИК-1

Технические характеристики
Диапазоны измеряемых напряжений	1...5; 5...50; 50...550 В
Полярность измеряемых величин	Положительная

Представляет собой пик-индикатор, предназначенный для измерения максимального значения напряжения в цепях заземления при воздействии апериодических импульсов тока.

Таблица 11.

Генератор высокочастотных импульсов ГВЧИ

Технические характеристики
Частота	0,5; 1; 2 МГц
Форма сигнала	Затухающая синусоида
Диапазон изменения максимального напряжения	100...1500 В
Частота следования импульсов	3 Гц

Представляет собой импульсный источник, предназначенный для имитации высокочастотных импульсов напряжения с заданными параметрами.

12. Вольтметр импульсный в составе ГВЧИ.

Представляет собой пик-индикатор, предназначенный для измерения максимального значения напряжения в цепях заземления при воздействии высокочастотных колебаний.

Технические характеристики:

Диапазоны измеряемых напряжений 0,5...5; 5...50; 50...250 В

Области применения различных приборов приведены в таблице 12.

Таблица 12.

Приборы для измерения электрических параметров заземляющих устройств

Характеристика объекта	Измеряемый параметр
	Сопротивление заземлителя	Напряжение прикосновения		Проверка наличия металлосвязи
		на территории электро- установки	вне территории электро- установки
Подстанция 6-10/0,4 кВ, расположенная в городе или на территории промышленного предприятия	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	ЭКЗ-01	КДЗ-1	ЭКЗ-01
	ЭКЗ-01	КДЗ-1		ЭКО-200
	КДЗ-1	ОНП-1		КДЗ-1
	ОНП-1			ОНП-1
Подстанция 6-10/0,4 кВ, отдельно стоящая, питающаяся от ВЛ 6-10 кВ	МС-08	Ф 4103	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	ПИНП	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	АНЧ-3	КДЗ-1	ЭКЗ-01
	ЭКЗ-01	ЭКЗ-01		ЭКО-200
	КДЗ-1	КДЗ-1		КДЗ-1
	ОНП-1	ОНП-1		ОНП-1
Подстанция 35/6-10 кВ глубокого ввода в кабельные сети	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	ЭКЗ-01	ЭКО-200	КДЗ-1
	ЭКЗ-01	ЭКО-200	КДЗ-1	ОНП-1
	КДЗ-1	КДЗ-1
	ОНП-1	ОНП-1
Подстанция 35/6-10 кВ, отдельно стоящая, питающаяся от ВЛ 35 кВ	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	М-416	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	КДЗ-1	КДЗ-1	ЭКЗ-01
	ЭКЗ-01	ОНП-1		ЭКО-200
	КДЗ-1			КДЗ-1
	ОНП-1			ОНП-1
Подстанция 110-220 кВ глубокого ввода, расположенная на застроенной территории	МС-08	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	ПИНП	АНЧ-3	ЭКЗ-01	АНЧ-3
	Ф 4103	ЭКЗ-01	ЭКО-200	ЭКЗ-01
	АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1	КДЗ-1	ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1
Подстанция 110 кВ с незаземленной нейтралью и 110-750 кВ с током в нейтрали (в рабочем режиме) до 1 А	МС-08 ПИНП Ф 4103 ЭКЗ-01 ЭКО-200 АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	ПИНП АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1	АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1	ПИНП АНЧ-3 ЭКЗ-01 ЭКО-200 КДЗ-1 ОНП-1
Подстанция 110-750 кВ с током в нейтрали от 1 до 10 А	Ф 4103	ПИНП	АНЧ-3	ПИНП
	ПИНП	АНЧ-3	КДЗ-1	АНЧ-3
	АНЧ-3	КДЗ-1		ЭКЗ-01
	КДЗ-1	ОНП-1		ЭКО-200
	ОНП-1			КДЗ-1
				ОНП-1
Опоры ВЛ 6-1150 кВ при отсутствии грозозащитного троса или его изолированной подвески	МС-08 М-416 Ф 4103 АНЧ-3 КДЗ-1 ОНП-1	-	-	-
Опоры ВЛ 35-110 кВ с присоединенным грозозащитным тросом и молниеотводы с прожекторным освещением	ИК-1	-	-	-

Приложение 2 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Пример определения реальной схемы заземляющего устройства с помощью измерительного комплекса КДЗ-1

В качестве примера рассмотрена методика проведения диагностики ЗУ подстанции с помощью комплекса КДЗ-1.

1. Определяется часть территории подстанции, на которой будут производиться измерения

пример представлен на рисунке 1. Магистрали заземления, представленные на рисунке.1, должны быть выявлены в ходе измерений.

Рисунок 1. Схема прокладки магистралей заземляющих устройств:

1

магистраль заземления; 2

ИПТ; 3

соединительные провода

2. С помощью соединительных проводов ИПТ подключается к двум точкам заземляющего устройства, например к корпусу автотрансформатора AT1 (точка 1) и магистрали заземления здания ЩУ (точка 2), как показано на рисунке 1.

3. Включается ИПТ, и регулятором устанавливается ток, обеспечивающий магнитное поле на измерительных проводах, напряженность которого превышает максимальное фоновое как минимум в 10 раз.

4. Магистраль искусственного заземлителя определяется следующим образом: начиная от точки 1 рисунка 1 находится направление на поверхности грунта с наибольшим значением напряженности магнитного поля, соответствующее реальному направлению прокладки заземлителя. На рисунке 1 первый участок искусственного заземлителя соответствует отрезку между точками 1 и 3, второй

отрезку между точками 3 и 4 и так до точки 2.

5. В местах ответвлений искусственного заземлителя повторяются измерения по пункту 4 настоящего приложения 2 и определяются остальные магистрали заземлителя, связывающие точки 1 и 2.

6. Постепенным переходом от одного узла заземляющего устройства к другому составляется трасса прокладки шин заземлителя в грунте на исследуемом участке распределительного устройства. Для перехода к следующему участку необходимо произвести переключение ИПТ к двум другим точкам заземляющего устройства.

7. Обрывы заземляющих устройств выявляются следующим образом.

Если магистраль заземления имеет обрыв, например, между точками 4 и 5 рисунка 1, то при перемещении от точки 4 к точке 5 показания ИПМ находятся на уровне фона, поскольку ток по отрезку между точками 4 и 5 не протекает.

8. Выборочно определяется глубина прокладки горизонтальных шин заземлителя (не менее чем через каждые 10 м последних).

9. На основании полного обследования территории распределительного устройства составляется истинная схема прокладки магистралей искусственного заземлителя с указанием возможных мест обрыва.

10. Определяются связи между технологическим оборудованием и заземляющим устройством. Например, обследуется связь AT1 с заземляющим устройством на рисунке 1. Для этого источник ИПТ подключается между проводником, заземляющим корпус AT1 (точка 1 рисунка 1), и другой точкой заземляющего устройства (точка 4 рисунка 1). Включается ИПТ и определяется напряженность Н

на соединительном проводе. С помощью ИПМ определяется доля суммарного магнитного поля Н

от токов, протекающих:

1) вниз, в искусственный заземлитель;

2) по оболочкам силовых и измерительных кабелей;

3) по трубам или каркасам порталов и других металлоконструкций.

Аналогично производятся измерения для всего оборудования электроустановки. Заполняется таблица 1 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям. Одновременно по мере необходимости заполняется таблица 2 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям, в которой указывается оборудование, не имеющее связи с заземляющим устройством.

11. На основе измерений пунктов 9 и 10 настоящего приложения 2 составляется схема заземляющего устройства, включающая в себя магистрали искусственного заземлителя, кабельные каналы, порталы и другие металлоконструкции, имеющие связи с заземляющим устройством.

12. Определяется сопротивление связи между электротехническим оборудованием по заземляющим устройствам

таблица 4.3 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям.

Приложение 3 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Выбор сезонного коэффициента, измерение электрохимического потенциала и определение наличия блуждающих токов

1. Выбор сезонного коэффициента сопротивления заземлителя.

При определении сопротивления заземляющего устройства R_ЗУ расчете напряжения на заземляющем устройстве U_ЗУ используется сезонный коэффициент сопротивления заземлителя К_с.

Сезонный коэффициент сопротивления указывается в проекте подстанции. При наличии проектных данных значение сезонного коэффициента К_с принимается таким, каким он указан в проекте.

При отсутствии проектных данных сезонный коэффициент выбирается по таблице 1 настоящего приложения 3. Сезонный коэффициент сопротивления зависит от:

1) размеров заземляющего устройства, определяемых его площадью и длиной вертикальных электродов;

2) электрического строения грунта;

3) сезонного коэффициента удельного сопротивления грунта К

из таблицы 2 настоящего приложения 3;

4) географического района расположения подстанции.

5) значения сезонных коэффициентов сопротивления, отсутствующие в таблице 1 настоящего приложения 3, определяются путем интерполяции (вертикальные электроды длиной 30 и 50 метров относятся к глубинным заземлителям).

Таблица 1.

Сезонные коэффициенты сопротивления заземлителей К_с

Значение корня квадратного из площади п/ст , м	Электрическое строение грунта	Кp, по таблице 2 настоящего приложения 3	Кс в географических районах
			южнее 48-й параллели			между 48-й и 57-й параллелями
			при длине вертикальных электродов, м
			0-6	30	50	0-6	30	50
10	Грунтовые воды	3	1,4	1,3	1,0	1,5	1,5	1,1
		20	1,9	1,5	1,1	2,8	2,1	1,1
		50	2,0	1,6	1,1	4,0	2,2	1,1
	Однородный	3	1,1	1,1	1,0	1,4	1,1	1,0
		20	1,4	1,1	1,0	4,4	1,2	1,0
		50	1,8	1,1	1,0	9,5	1,3	1,0
	Подстилающие породы, скальные	3	1,2	1,0	1,0	2,3	1,0	1,0
		20	2,9	1,1	1,0	13	1,1	1,0
		50	5,7	1,1	1,0	32	1,1	1,0
50	Грунтовые воды	3	1,2	1,1	1,0	1,2	1,2	1,0
		20	1,4	1,2	1,0	1,7	1,7	1,1
		50	1,5	1,3	1,1	2,3	2,0	1,1
	Однородный	3	1,1	1,1	1,0	1,3	1,2	1,0
		20	1,3	1,1	1,0	3,2	1,9	1,0
		50	1,6	1,2	1,0	6,8	2,2	1,0
	Подстилающие породы, скальные	3	1,2	1,1	1,0	2,1	1,3	1,0
		20	2,5	1,5	1,1	11	1,6	1,0
		50	4,8	2,0	1,1	28	1,6	1,0
500	Грунтовые воды	3	1,1	1,0	1,0	1,2	1,2	1,2
		20	1,2	1,1	1,0	2,9	2,7	1,5
		50	1,5	1,2	1,0	5,8	4,7	1,6
	Однородный	3	1,1	1,0	1,0	1,2	1,2	1,2
		20	1,2	1,1	1,0	2,9	2,7	1,5
		50	1,5	1,2	1,0	5,8	4,7	1,6
	Подстилающие породы, скальные	3	1,2	1,1	1,0	2,0	1,8	1,2
		20	2,2	1,4	1,0	11	5,4	1,3
		50	4,1	1,5	1,0	25	10	1,5

Таблица 2.

Сезонные коэффициенты удельного сопротивления грунта К

Тип грунта	Кp при влажности*
	нормативной	ниже нормы	выше нормы
Глина	3	2	10
Супесь, суглинок	5	3	20
Песок	10	3	50
* Количество выпавших осадков за предшествующий измерениям период.

2. Измерение электрохимического окислительно-восстановительного потенциала

_ов заземляющего устройства и удельного сопротивления грунта

. Измерения производятся по схеме, изображенной на рисунке 1 настоящего приложения 3.

Рекомендуется выполнить по 10 - 12 измерений в различных точках каждого ОРУ. Для подстанций 6,10/0,4 кВ можно ограничиться 1 - 3 измерениями.

Для измерений потребуются:

1) пробный электрод из стали марки Ст.3 диаметром 10 мм и длиной 0,6 метра;

2) электрод сравнения, в качестве которого следует использовать хлорсеребряный типа ЭВЛ (1 метр) или медносульфатный типа ЭН-1;

3) милливольтметр (MB) постоянного напряжения с большим входным сопротивлением, например Ф 4318.

Пробный электрод погружается на глубину 0,5 м в грунт таким образом, чтобы не образовалось случайного контакта с заземлителем. Электрод сравнения устанавливается в предварительно очищенный (от травы, щебня) и увлажненный грунт на расстоянии 0,5 - 1 метра от пробного электрода. Между ними измеряется разность потенциалов

_п,с, составляющая обычно 200 - 500 мВ, причем пробный электрод более отрицателен. Затем измеряется разность потенциалов между заземлителем заземляющего устройства и электродом сравнения

_з.

Рисунок 1. Схема измерения электрохимического

окислительно-восстановительного потенциала:

1

пробный электрод длиной 0,5 м, диаметром 10 мм; 2

электрод сравнения; 3

заземлитель заземляющего устройства

Если

_з отличается от

_п,с более чем на 100 мВ, то это означает, что на процессы грунтовой коррозии наложены контактная коррозия и (или) электрокоррозия блуждающими токами. В этом случае для обследования коррозионного состояния следует пригласить специализированную организацию.

После измерения электрохимического потенциала производится оценочное определение удельного сопротивления грунта путем измерения сопротивления пробного электрода R_пэ. Это измерение можно выполнить по схеме рисунка 9 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям, где вместо пластины подключен пробный электрод, или (при низком сопротивлении грунта) по схеме рисунка 10 приложения 8 к настоящим Методическим указаниям приборами МС-08, М-416, Ф 4103 и ОНП-1, располагая токовый электрод на расстоянии 4 метра, а потенциальный 2,5 метра от измеряемого пробного электрода. Удельное сопротивление грунта

определяется по формуле:

= 0,6 R_пэ. (18)

где R_пэ

сопротивление пробного электрода, Ом.

По измеренному электрохимическому потенциалу определяется номер коррозионной зоны З_к:

(19)

где

_п.с.

электрохимический потенциал, В;

удельное сопротивление грунта, Ом

м.

Значения З_к, равные 0; 1; 2, соответствуют большой опасности коррозии; значения З_к, равные 3 и 4,

средней степени опасности; равные 5

слабой степени опасности. По кривым рисунка 2 настоящего приложения 3 зная срок с момента сооружения подстанции, можно сделать прогноз коррозионного уменьшения сечения заземлителей и на основе этого выводы о состоянии заземлителя и сроках очередной проверки.

В тех местах, где по результатам измерений вычислена наибольшая глубина коррозии, рекомендуется (для З_к < 3 необходимо) произвести вскрытие горизонтальных заземлителей. Если результаты вскрытия соответствуют прогнозируемым, то вносятся коррективы в сроки очередной проверки. Если осмотром и измерениями сечения обнаружено, что глубина коррозии выше прогнозируемой, следует обратиться к специализированной организации.

3. Определение наличия блуждающих токов в земле. Наличие блуждающих токов в земле определяется по результатам измерений разности потенциалов между проложенными в данном районе подземными металлическими сооружениями и землей.

При отсутствии подземных металлических сооружений наличие блуждающих токов следует определять, измеряя разность потенциалов по двум взаимно перпендикулярным направлениям при разносе измерительных электродов на 100 м (рисунок 3 настоящего приложения 3).

При проведении измерения используются медносульфатные электроды сравнения, которые подбираются так, чтобы разность электродвижущей силы двух электродов не превышала 2 мВ.

Возможны два варианта расположения измерительных электродов на местности: параллельно будущей трассе сооружения, а затем перпендикулярно к оси трассы и в соответствии со сторонами света. Второй вариант удобен в тех случаях, когда изучаются коррозионные условия целого района, а также при сложной трассе подземного сооружения.

Рисунок 2. Рост средней глубины фунтовой коррозии стали

Рисунок 3. Схема измерений для обнаружения блуждающих токов в земле

1

медносульфатные электроды; 2

изолированные провода; L_э

расстояние между измерительными электродами

При проведении измерений необходимо особенно внимательно следить за подключением осциллографа. Если измерительные электроды расположены по предполагаемой трассе сооружения, то измерительный щуп осциллографа должен быть подключен к электроду, направленному в сторону начала трассы. Электроды, установленные перпендикулярно, следует соединять так, чтобы "нижний" электрод подключался к измерительному щупу осциллографа, а "верхний"

к экрану осциллографа. При расположении электродов по второму варианту к измерительному щупу осциллографа подключаются электроды, ориентированные на юг и запад, а к экрану

на север и восток.

Если измеряемая разность потенциалов устойчива, т.е. не изменяется по значению и знаку, значит в земле присутствуют токи почвенного происхождения.

Если измеряемая разность потенциалов имеет неустойчивый характер, т.е. изменяется по значению и знаку или только по значению, это указывает на наличие блуждающих токов от посторонних источников.

Приложение 4 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Определение сопротивления искусственного заземлителя электроустановки без учета отходящих коммуникаций

С помощью прибора КДЗ-1 определяется доля (

) растекания тока по отходящим от электроустановки коммуникациям в процентах от суммарного тока источника (с учетом геометрических размеров коммуникаций). Указанная работа может быть выполнена с использованием селективных токоизмерительных клещей или ИПМ прибора КДЗ. Для этого заполняется таблица 4.2 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям:

1) помощью ИПМ фиксируется напряженность магнитного поля непосредственно на проводе, присоединенном к ИПТ, а также на различных расстояниях от него, соответствующих радиусам кабелей, металлоконструкций опор ВЛ, имеющих тросы, и трубопроводов, отходящих от электроустановки; полученные значения напряженности магнитного поля соответствуют 100% протекания тока;

2) определяется магнитное поле на каждом из кабелей, трубопроводов и других металлоконструкций, отходящих от электроустановки, без изменения схемы соединений и значения тока ИПТ; результаты измерений записываются в таблице 4.2 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям;

3) вычисляется процент растекания тока по отходящим от электроустановки коммуникациям;

4) сопротивление заземлителя R_з оценивается с учетом R_ЗУ и доли тока (

), протекающего по отходящим коммуникациям, по выражению:

. (20)

где R_ЗУ

сопротивление заземляющего устройства, Ом;

доля тока, протекающего по отходящим коммуникациям.

Приложение 5 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Численный расчет заземляющего устройства электроустановки

Численный расчет заземляющего устройства производится в целях анализа и выработки рекомендаций по реконструкции заземляющего устройства энергообъекта.

В ходе расчетов производится сопоставление измеренных значений R_ЗУ, U_пр с расчетными. Определяются значения R_ЗУ при предельно возможных удельных сопротивлениях грунта, а также значения U_пр по всей территории энергообъекта при заданных значениях токов короткого замыкания и времени отключения электрооборудования.

В Московском энергетическом институте разработана специальная программа ORU (программный комплекс предназначен для расчета заземляющих устройств открытых распределительных устройств, подстанций и других электроустановок), позволяющая производить численный анализ заземляющего устройства ЗУ с удовлетворением следующих технических требований:

1. Возможность расчета заземляющего устройства, состоящих из горизонтальных и вертикальных элементов и имеющих сетку произвольной конфигурации. Программа должна позволять достаточно подробно описывать конфигурацию заземляющего устройства на достаточно большой территории (до 500 м

500 м).

2. Возможность учета наличия элементов, находящихся над землей и шунтирующих элементы заземляющего устройства (заземляемые рамы аппаратов, порталы, заземленные трубы различного назначения, экраны кабелей вторичных цепей) а также естественных заземлителей.

3. Возможность учета сопротивления всех элементов заземляющего устройства.

4. Возможность расчета параметров заземляющего устройства:

1) сопротивления заземляющего устройства при условии эквипотенциальности всех элементов заземляющего устройства (статический режим);

2) сопротивления заземляющего устройства с учетом продольного сопротивления горизонтальных заземлителей (динамический режим);

3) распределения токов по всем (подземным и надземным) элементам заземляющего устройства в режиме протекания по нему токов короткого замыкания;

4) распределения потенциалов по заземляющему устройству в режиме протекания по нему токов короткого замыкания;

5) распределения потенциала по поверхности земли в режиме протекания по заземляющему устройству токов короткого замыкания. При этом должна иметься возможность расчета распределения потенциала в любой заданной (или выделенной) части заземляющего устройства;

6) напряжения прикосновения и шагового напряжения в любой точке заземляющего устройства в режиме протекания по нему токов короткого замыкания.

	Приложение 6 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок
	Форма

"УТВЕРЖДАЮ"
Главный инженер
_________________________
наименование энергообъекта
_________________________
подпись, ф.и.о
"____" _______________20 __г.
дата

Паспорт на заземляющее устройство энергообъекта

Дата ввода в эксплуатацию _____________________________________
Дата капитального ремонта (реконструкции)_______________________
Материал заземлителей ________________________________________
Профиль соединительных шин__________________________________
Сечение соединительных шин __________________________________
Глубина залегания шин заземлителей_____________________________
Исполнительные схемы заземляющих устройств
Электромагнитная совместимость оборудования___________________
Решение о пригодности заземляющего устройства к эксплуатации:____
_____________________________________________________________
_____________________________________________________________

Результаты проверки заземляющего устройства энергообъекта

№п .п.	Наименование объекта	Дата проверки	Сопротивление растеканию тока, Ом	Сопротивление растеканию тока без отходящих коммуникаций, Ом	Степень коррозии заземлителя	Пригодность к эксплуатации	Дата следующей проверки	Примечания

Результаты проверки связей оборудования энергообъекта с искусственным заземлителем

№ п.п.	Оборудование	Дата проверки	Наличие связи оборудования с заземляющим устройством	Сопротивление связи между оборудованием по искусственному заземлителю, Ом	Степень коррозии, %	Пригодность заземлителя оборудования к эксплуатации	Дата следующей проверки	Примечания

Результаты контрольных измерений напряжения прикосновения на энергообъекте

№ п.п	Наименование объекта	Дата проверки	Расчетный ток КЗ, кА	Время срабатывания защиты, с	Наибольшее значение напряжения прикосновения, В	Соответствие нормативным документам	Дата следующей проверки

Сведения об изменениях после ремонта или реконструкции заземляющего устройства

Перечень изменений	Вид работ (замена оборудования, ремонт, реконструкция)	Время проведения работ	Организация исполнитель	Отметка о внесении изменений в исполнительную схему ЗУ

Ведомость дефектов

№ п.п.	Дата проверки	Оборудование или группа оборудования	Обнаруженные дефекты	Устранение дефектов
				Организация-исполнитель	Отметка об устранении дефектов	Дата

Приложение 7 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Протокол проверки состояния заземляющего устройства

ПС _____________________________________________________

наименование

________________________ название предприятия

"___" _____________20 __г.

1. Цель измерений ____________________________________________.

2. Погодные условия ___________________________________________.

3. Средства измерений _________________________________________.

4. Результаты проверки и измерений

4.1. Проверка металлосвязей, сечения элементов, контактных соединений, коррозионного состояния заземляющего устройства

Место проверки	Характер неисправности

4.2. Определение реальной схемы заземляющего устройства

4.2.1. Перечень незаземленного оборудования

Наименование оборудования	Характер неисправности

4.2.2. Результаты измерений сопротивления связи электрооборудования с заземляющим устройством

Точки подключения источника питания		Iизм ,А	Uизм, В	Zсв400 (с применением КДЗ-1)	Zсв50
1	2

Заключение __________________________________________________________________

4.3. Измерение сопротивления ЗУ

Сопротивление заземляющего устройства при заданном значении rэт		rэп/rэт
		0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
Rизм Ом	rэт =
	rэт =
	rэт =

Сопротивление заземляющего устройства, определенное по
зависимости R_изм = f (r_эп/r_эт)____________________Ом.

Сезонный коэффициент сопротивления К_с = _______________________

Сопротивление ЗУ R_ЗУ = К_с R_изм =______________________________Ом.

Заключение

______________________________________________________

4.4. Проверка напряжения на заземляющем устройстве

Значение тока, стекающего с заземлителя в землю при однофазном
замыкании на землю:

I_КЗ = _______________кА.

Напряжение на ЗУ: U_ЗУ = R_ЗУ I_КЗ = _________кВ.

Заключение

______________________________________________________

4.5. Напряжение прикосновения на оборудовании (конструкциях) ОРУ

Ток замыкания на землю I_КЗ = ______________кА.

Время отключения

= _________ с.

Норма напряжения прикосновения _________ В.

№ п.п.	Место измерения	RЗУ = Uизм/Iизм (по прибору)	Rосн кОм	Uпр В

Заключение

______________________________________________________

Приложение 8 к Методическим указаниям по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок

Методы проверки состояния заземляющих устройств

Таблица 1.

Допустимые токи

Марка троса	ПС25	ПС35	ПС50	ПС-70	АС-35	AC-50	AC-70	AC-95	AC-120	AC-150
Iдоп кА	1,5	2,0	3,0	4,5	5,5	7,2	10,3	14,4	17,1	22,2

М1:400

Рисунок 1. Схема-план заземляющего устройства подстанции:

	кабельный канал;
	горизонтальный заземлитель;
	наземное соединение с заземляющим устройством;
	указатель незаземленного оборудования;
	портал;
	молниеотвод;
	присоединение заземляющего проводника к оборудованию;
	обрыв заземляющего проводника

Рисунок 2. Принципиальная схема измерений сопротивления ЗУ:

ЗУ

заземляющее устройство; П

потенциальный электрод; Т

токовый электрод

Рисунок 3. Зависимость измеренного сопротивления от расстояния потенциального электрода до токового:

а

при достаточном удалении токового электрода; б

при недостаточном удалении токового электрода;

1

кривая при r_эт = 3Д; 2

кривая при r_эт = 2Д

Рисунок 4. Схема взаимного расположения электродов при измерении сопротивления опоры без отсоединения тросов

Рисунок 5. Схемы трех последовательно используемых вариантов включения измерительных приборов при измерениях (рисунок 4 настоящего приложения 8)

Рисунок 6. Схема измерения сопротивления заземлителей опор воздушных линий и молниеотводов:

1

импульсный источник; 2

пик-вольтметр; 3

потенциальный электрод; 4

токовый электрод; 5

заземляющее устройство

Рисунок 7. Зависимость разности потенциалов между заземляющим устройством опоры и потенциальным электродом от расстояния между ними

Рисунок 8. Схемы измерительных цепей при определении напряжений прикосновения: а - на рабочем месте; б - на нерабочем месте

Рисунок 9. Схема измерения сопротивления основания:

1

мегомметр; 2

доска; 3

поролон; 4

медная сетка; 5

мокрая ткань

Рисунок 10. Схема измерения сопротивления основания:

1

мегомметр; 2

доска; 3

поролон; 4

медная сетка; 5

мокрая ткань

Таблица 2.

Значения коэффициента пересчета значений напряжения прикосновения с частоты 400 Гц на частоту 50 Гц в зависимости от длины заземляющего оборудования

Коэффициент пересчета Kп	Длина проводника L, метра
1	0-5
1,05	5-10
1,1	10-15
1,15	15-20
1,2	20-25
1,25	25-30

Таблица 3.

Основные значения пробивных напряжений предохранителей типа ПП-А/3

Номинальное напряжение сети, В	Исполнение	Пробивное напряжение, В	Толщина слюдяной прокладки, мм
220-380	I	351-500	0,08 0,02
500-660	II	701-1000	0,21 0,03

Таблица 4.

Значения тока I_реал для различных случаев

Реальный ток, кА	Напряжение в первичной сети Uн, кВ
	110			220			330			500		750
	при числе отходящих линий nл
	1	4	1		4	1		4	1		4		1	4
Амплитуда импульса тока, проходящего в заземлитель при КЗ на подстанции с ОПН IОПНКЗ	0,48	1,9	0,95		3,8	1,15		6,2	2,75		11,0		4,75	19,0
Амплитуда импульса тока при КЗ на подстанции с вентильными разрядниками (при минимальном значении пробивного напряжения) IРВ(мин)КЗ	0,55	2,2	1,1		4,25	1,8		7,0	3,2		12,8		4,4	17,6
Амплитуда импульса тока при КЗ на подстанции с вентильными разрядниками (при максимальном значении пробивного напряжения) IРВ(макс)КЗ	0,88	3,5	1,8		7,1	2,2		8,7	3,3		15,3		5,4	21,5
Максимальное значение тока при коммутационных процессах Iком. макс	0,225		0,45			0,77			1,450				2,450
Наиболее вероятное значение тока при коммутационных процессах Iком. вер	0,035		0,09			0,23			0,50				0,85

Приложение 29 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по нормированию удельных расходов топлива на тепловых электростанциях.

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по нормированию удельных расходов топлива на тепловых электростанциях (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для определения нормирования удельных расходов топлива на тепловых электростанциях (далее

ТЭС).

2. В задачи нормирования входит проведение объективного анализа работы оборудования тепловых электрических станций, выявление причин нерационального расхода топлива и осуществление режима экономии топлива. Нормированию подлежат расходы топлива тепловых электростанций мощностью 10 мегаватт (далее

МВт) и более.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) нормирование удельных расходов топлива

установление технически обоснованных значений удельных расходов топлива на отпускаемые электроэнергию и тепло;

2) показатели топливоиспользования

показатели удельных расходов топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло, используемые для анализа экономичности и эффективности работы электростанции;

3) отчетный период

период, за который составляется отчетность.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Порядок формирования нормативно-технической документации по топливоиспользованию на тепловых электрических станциях.

4. Нормирование расходов топлива на ТЭС осуществляется на основе научно-технической документации (далее

НТД).

5. Содержание НТД по топливоиспользованию ТЭС:

1) энергетические характеристики котлов каждой из подгрупп оборудования;

2) энергетические характеристики турбоагрегатов каждой из подгрупп оборудования;

3) зависимости технологических потерь тепла, связанных с отпуском тепла каждой из подгрупп оборудования;

4) зависимости абсолютных или удельных затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды каждой из подгрупп оборудования, электростанции в целом;

5) пояснительную записку по разработке или переработке энергетических характеристик оборудования и зависимостей затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды;

6) графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на отпускаемые электроэнергию и тепло;

7) протокол установления значений степени использования резервов тепловой экономичности оборудования с перечнем мероприятий по их реализации;

8) макеты расчета номинальных, нормативных удельных расходов и экономии топлива.

6. Энергетические характеристики оборудования и зависимости затрат электроэнергии и тепла на собственные нужды подгруппы, группы оборудования, электростанции в целом разрабатываются согласно типовых энергетических характеристик оборудования ТЭС, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

7. Приводимые в составе энергетических характеристик оборудования поправки на изменение параметров и показателей используются для:

1) определения номинального значения параметра или показателя при фактических или прогнозируемых значениях внешних факторов на основе исходно-номинального значения параметра или показателя;

2) оценки резерва тепловой экономичности оборудования вследствие отклонения фактического значения параметра или показателя от его номинального значения.

8. Графики исходно-номинальных удельных расходов топлива рассчитываются и строятся для каждой подгруппы оборудования электростанции для зимнего и летнего периодов при характерных сочетаниях работающего оборудования, средних значениях отпуска тепла в реальном диапазоне изменения электрических нагрузок.

9. На графиках указываются:

1) параметры, условия и значения внешних факторов, при которых построены графики;

2) поправки к удельным расходам топлива на изменение внешних факторов и условий;

3) сочетания работающих агрегатов;

4) потери топлива при пусках оборудования из различных тепловых состояний;

5) средние за 12 месяцев, предшествующих разработке или пересмотру НТД, значения коэффициентов резерва тепловой экономичности по отпуску тепла электроэнергии энергетическими и пиковыми водогрейными котлами;

6) значения степени использования резерва тепловой экономичности по отпуску тепла пиковыми водогрейными котлами и электроэнергии энергетическими котлами нарастающим итогом для декабря каждого года и последнего месяца периода действия НТД.

10. Для электростанций, на которых устанавливаются два или три разнотипных и разно - экономичных турбоагрегата, значение коэффициента резерва по отпуску электроэнергии дифференцируются по - агрегатно.

11. Значения степени использования резервов тепловой экономичности устанавливаются путем разработки электростанцией комплекса мероприятий, обеспечивающих полную реализацию резервов. По каждому мероприятию указываются его техническая сущность и годовая экономия условного топлива.

12. Территориальным органом государственного энергетического надзора и контроля в сфере электроэнергетики:

1) оценивается обеспеченность разработанных мероприятий материальными ресурсами и денежными средствами;

2) утверждается перечень мероприятий, принятых к реализации на ТЭС в предстоящих пяти лет, с указанием сроков их выполнения;

3) устанавливается значения степени использования резервов тепловой экономичности оборудования, исходя из экономической эффективности и сроков выполнение принятых к реализации мероприятий;

4) составляется протокол рассмотрения мероприятий, в котором указываются значения степени использования резервов тепловой экономичности по годам предстоящих пяти лет, приводятся обоснования недостаточного их уровня.

13. Протокол подписывается руководством электростанции и утверждается представителем территориального органа государственного энергетического надзора и контроля в сфере электроэнергетики. К протоколу прилагается перечень намеченных к выполнению мероприятий с указанием экономического эффекта и срока выполнения.

14. В макете расчета номинальных и нормативных удельных расходов, экономии или перерасхода топлива определяется порядок расчета номинальных и нормативных значений показателей, содержащихся в отчете электростанции о тепловой экономичности оборудования, содержатся расчетные формулы и ссылки на источники первичной информации.

15. В зависимости от состава оборудования, особенностей его тепловых схем, режимов работы, вида сжигаемого топлива электростанцией разрабатываются макеты для каждой из подгрупп оборудования или один обобщающий макет.

16. При расчетах в качестве исходных материалов используются энергетические характеристики оборудования.

17. В макетах отражаются:

1) исходно-номинальные значения основных и промежуточных показателей, определенные по энергетическим характеристикам при фактических средних нагрузках. Показатели турбоагрегатов определяются для каждого из режимов работы.

2) фактические значения внешних факторов и их отличия от значений, принятых при построении энергетических характеристик;

3) значения поправок к основным и промежуточным показателям на отличие фактических значений внешних факторов от принятых при построении энергетических характеристик;

4) номинальные значения основных и промежуточных показателей агрегатов для фактических режимов работы и значений внешних факторов;

5) значения поправок к удельным расходам топлива на стабилизацию режимов, освоение вновь введенного оборудования;

6) номинальные значения удельных расходов топлива;

7) значения коэффициентов резерва тепловой экономичности оборудования;

8) нормативные значения удельных расходов топлива;

9) показатели экономии топлива.

18. В пояснительной записке, отражаются результаты разработки НТД, содержатся данные:

1) наименования исходных материалов, на основе которых разрабатываются энергетические характеристики;

2) продолжительность работы с начала эксплуатации или от даты проведения испытаний каждого агрегата, для которого применяется характеристика, при составлении одной характеристики для нескольких однотипных агрегатов;

3) значения допусков на эксплуатационные условия;

4) значения коэффициентов, учитывающих старение оборудования, точность исходных материалов, наличие неустранимых дефектов проекта, изготовления и монтажа оборудования;

5) резервы тепловой экономичности по отпуску тепла водогрейными котлами и электроэнергии энергетическими котлами, их основные составляющие, коэффициенты резервов тепловой экономичности;

6) степень использования резервов тепловой экономичности;

7) причины, не позволяющие в течение пяти лет после разработки энергетических характеристик оборудования полностью использовать резервы.

19. Срок действия НТД по топливоиспользованию устанавливается в зависимости от степени их проработки и достоверности исходных материалов, но не превышает 5 лет.

20. Разработанные НТД по топливоиспользованию подвергаются экспертизе, согласовываются и утверждаются в соответствии с положениями главы 5 настоящих Методических указаний.

21. По истечении отчетного периода электростанцией на основе НТД по топливоиспользованию определяются номинальные значения показателей работы оборудования, фактические, номинальные и нормативные значения удельных расходов топлива и размещаются в отчете о тепловой экономичности оборудования.

22. Для текущего (помесячного) нормирования удельных расходов топлива определяются:

1) среднегодовые значения коэффициентов резерва тепловой экономичности дифференцированные по месяцам года;

2) значения степени использования резервов тепловой экономичности в каждом году из пяти лет дифференцированные по месяцам в соответствии с экономической эффективностью и сроками выполнения намеченных мероприятий по повышению экономичности оборудования.

Глава 3. Методические характеристики при нормировании удельных расходов топлива на тепловых электростанциях

23. За энергетическую характеристику оборудования принимаются комплекс зависимостей номинальных и исходно-номинальных значений технико-экономических показателей работы оборудования в абсолютном, удельном и относительном исчислении от нагрузки или других нормообразующих показателей при фиксированных значениях внешних факторов. Энергетическая характеристика разрабатывается для конкретной тепловой схемы технически исправного оборудования, при условии нормативной эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

24. В энергетическую характеристику включается система поправок к отдельным показателям на изменение внешних факторов, отклонение фактических значений параметров и показателей от номинальных.

25. В энергетических характеристиках котлов и турбоагрегатов содержатся зависимости затрат электроэнергии и тепла на их индивидуальные механизмы, установки и аппараты собственных нужд.

26. За исходно-номинальные значения показателей принимаются значения, характеризующие максимально достижимую экономичность оборудования при фиксированных значениях внешних факторов. Исходно-номинальные значения устанавливаются из особенностей режимов энергопотребления и требований по охране окружающей среды. Для исходно-номинальных значений учитывается точность исходного материала, использованного при разработке энергетических характеристик, моральный и материальный износ оборудования, наличие неустранимых дефектов проектирования, изготовления и монтажа, эксплуатационный допуск.

27. За номинальные значения показателей принимаются значения, определенные путем введения к исходно-номинальным значениям поправок на отклонение фактических значений внешних факторов от фиксированных.

28. За точность исходного материала принимаются погрешности, содержащиеся в исходных материалах, использованных при разработке энергетических характеристик оборудования. Точность исходного материала отражает погрешности тепловых испытаний, типовых энергетических характеристик, конструкторских и тепловых расчетов.

29. За износ оборудования принимаются технологически невосстанавливаемый ремонтами естественный физический износ оборудования при длительной его эксплуатации, приводящий к ухудшению технического состояния, снижению экономичности и надежности работы.

30. За эксплуатационный допуск принимается коэффициент, учитывающий снижение экономичности оборудования в межремонтный период.

31. За качество проектирования, изготовления и монтажа принимаются приводящие к снижению экономичности оборудования погрешности, при проектировании его отдельных узлов и отступления от принятых технологий при изготовлении и монтаже отдельных экземпляров оборудования.

32. За внешние факторы принимаются объективные факторы, оказывающие влияние на экономичность работы оборудования, значения которых не зависят от деятельности производственного персонала электростанции и подрядных ремонтных организаций.

33. За фиксированные значения внешних факторов принимаются определенные при разработке энергетических характеристик значения, близкие к среднегодовым, или наиболее удобные при выполнении расчетов.

34. За группу оборудования принимается совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением, для энергоблоков с одинаковой мощностью и всех котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов.

35. За подгруппу энергоблоков принимается совокупность пылеугольных или газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с заданным давлением свежего пара и одинаковой мощностью.

36. За подгруппу оборудования с поперечными связями принимается совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов. Если на общий коллектор свежего пара работают пылеугольные и газомазутные котлы, подгруппа оборудования условно считается пылеугольной.

37. За макет расчета номинальных, нормативных удельных расходов и экономии топлива принимается форма таблицы, отражающей порядок расчета по истечении отчетного месяца номинальных значений показателей работы турбоагрегатов и котлов, номинальных и нормативных значений удельных расходов топлива, экономии топлива, определяющей источники первичной информации и содержащая расчетные формулы.

38. За исходно-номинальный удельный расход топлива (b^исх) принимается удельный расход топлива на отпуск электроэнергии или тепла, рассчитанный на основе энергетических характеристик оборудования при фиксированных значениях внешних факторов. Исходно-номинальный удельный расход топлива изображается графически в диапазоне наиболее вероятных значений электрической и тепловой нагрузок оборудования электростанции зимнего и летнего периодов года. На графике приводятся поправки на изменение значений внешних факторов.

39. За номинальный удельный расход топлива (b^н) принимается удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии или тепла, рассчитанный на основе энергетических характеристик оборудования при фактических значениях внешних факторов. Номинальный удельный расход топлива рассчитывается для фактического состава работавшего оборудования, его электрических и тепловых нагрузок по истечении отчетного месяца и отражает наименьшие достижимые затраты топлива при упомянутых выше условиях.

Глава 4. Расчет характеристик резерва тепловой экономичности ТЭС

40. Расчет резерва тепловой экономичности оборудования (

) определяется как положительная разность между фактическим (b) номинальным (b^н) значениями удельных расходов топлива:

(1)

41. Составляющими резерва тепловой экономичности являются расходы удельные расходы топлива, эквивалентные отклонениям фактических параметров и показателей работы оборудования от их номинальных значений.

42. Коэффициент резерва тепловой экономичности оборудования (k_p) определяется как максимальный уровень снижения расхода топлива, достигнутый за счет ликвидации устранимых дефектов проекта, изготовления и монтажа оборудования, недостатков его эксплуатации, технического обслуживания и ремонта:

(2)

43. Степень использования резерва тепловой экономичности оборудования (

) является долей резерва, предусмотренной к реализации к концу каждого года и последнего месяца периода действия НТД и определяется по формуле:

(3)

44. За нормативный удельный расход топлива (b^нp) принимается максимально допустимая технически обоснованная мера потребления топлива и определяется на основе номинального расхода топлива b^н с использованием коэффициентов k_p и

, учитывающих наличие резерва тепловой экономичности оборудования и степени его использования:

(4)

45. Перерасход топлива определяется как положительная разность между фактическим и нормативным значениями расхода топлива. Перерасход топлива обуславливается невыполнением в срок намеченных мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности оборудования, снижением уровня его эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.

46. Экономия топлива определяется как отрицательную разность между фактическим и нормативным значениями расхода топлива.

Экономия топлива является результатом опережения сроков выполнения намеченных мероприятий по реализации резерва тепловой экономичности оборудования, осуществления дополнительных мероприятий, повышения уровня эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования.

Глава 5. Порядок согласования и утверждения НТД по топливоиспользованию

47. Каждый лист НТД по топливоиспользованию, содержащий графические зависимости показателей, графики исходно-номинальных удельных расходов топлива и последний лист макета подписываются техническим руководителем и начальником соответствующей службы энергопроизводящей организации, а также ведущим специалистом экспертной организации, проводящей согласование в соответствии с Требованиями к экспертным организациям для осуществления энергетической экспертизы, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 24 мая 2016 года № 218 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 13840) (далее - Требования к экспертным организациям).

48. НТД по топливоиспользованию сшиваются в два переплета.

49. В первый переплет включаются:

1) энергетические характеристики котлов и турбоагрегатов;

2) графики исходно-номинальных затрат энергии на общегрупповые и общестанционные механизмы и установки собственных нужд;

3) графики технологических потерь тепла.

50. Во второй переплет включаются:

1) краткая пояснительная записка, отражающая результаты пересмотра или разработки НТД по топливоиспользованию;

2) графики исходно-номинальных удельных расходов топлива;

3) макет расчета номинальных и нормативных значений показателей работы оборудования, экономии или перерасхода топлива;

4) протокол установления степени использования резервов тепловой экономичности оборудования;

5) приложение к протоколу установления степени использования резервов тепловой экономичности оборудования.

51. Титульные листы переплетов подписываются главным инженером ТЭС и начальником соответствующего отдела территориального органа государственного энергетического надзора и контроля в сфере электроэнергетики, указываются срок действия НТД и количество прошитых листов.

52. Перед утверждением в территориальном органе государственного энергетического надзора и контроля в сфере электроэнергетики подлежат согласованию:

1) НТД по топливоиспользованию в объеме пункта 5 настоящих Методических указаний для электростанций, мощностью более 300 МВт;

2) графики исходно-номинальных удельных расходов топлива, макеты расчета номинальных, нормативных удельных расходов топлива и экономии топлива для электростанций, мощностью от 100 МВт до 300 МВт.

53. К работам по согласованию НТД привлекаются экспертные организации для осуществления энергетической экспертизы в соответствии Требованиями к экспертным организациям.

54. Совместно с НТД по топливоиспользованию электростанция представляется экспертной организации:

1) отчеты об испытаниях оборудования;

2) копии заполненных макетов расчета номинальных и нормативных значений показателей работы оборудования за каждый из 12 месяцев, предшествующих пересмотру НТД;

3) сводную таблицу, содержащую показатели за каждый из 12 месяцев, предшествующих пересмотру НТД, и в целом за год;

4) фактические и номинальные удельные расходы топлива на отпуск тепла пиковыми водогрейными котлами и электроэнергии энергетическими котлами;

5) абсолютный расход топлива;

6) удельный расход тепла брутто турбоагрегатами на выработку электроэнергии;

7) коэффициента полезного действия брутто котлов;

8) удельные расходы тепла и электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и котлов, теплофикационной установки.

55. Электростанцией предоставляется экспертной организации для осуществления энергетической экспертизы, скорректированные данные о работе оборудования, если в процессе рассмотрения представленных ею материалов обнаруживаются отступления при расчетах показателей от требований настоящих Методических указаний по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования.

56. Нормативно-технические документы по топливоиспользованию утверждаются в полном объеме в территориальном органе государственного энергетического надзора и контроля в сфере электроэнергетики.

57. Пересмотр НТД по топливоиспользованию производится при:

1) истечении срока действия НТД;

2) переводе котлов на сжигание непроектного вида топлива;

3) переводе турбоагрегатов с конденсацией пара на работу с противодавлением или ухудшенным вакуумом;

4) реконструкции турбоагрегатов с организацией регулируемого отбора или с увеличением отпуска пара из регулируемого отбора;

5) вводе нового, демонтаже физически изношенного или морально устаревшего оборудования;

6) изменении условий и режимов работы оборудования, возникновении дополнительных ограничений;

7) возникновении существенных необъяснимых расхождений между фактическими и номинальными значениями показателей, фактическими, номинальными и нормативными значениями удельных расходов топлива;

8) обнаружении фактов искажения показателей работы оборудования, упорядочении системы учета и отчетности.

58. В результате пересмотра НТД определяются новые значения коэффициентов резерва тепловой экономичности оборудования, разрабатываются мероприятия по устранению недостатков в эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте оборудования, ликвидации устранимых дефектов его проекта, изготовления и монтажа, устанавливается степень использования резерва тепловой экономичности. Энергетические характеристики оборудования перерабатываются полностью или частично и пере утверждаются.

59. Продление срока действия НТД определяется предприятием самостоятельно при пересмотре.

60. Все частичные изменения и дополнения НТД и продление срока действия оформляются протоколом, содержащим причины изменения показателей и обоснование их новых значений. Протокол утверждается в порядке, установленном пунктами 51-53 настоящих Методических указаний.

Приложение 30 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для расчета технологических потерь электрической энергии в электрических сетях организаций, осуществляющих передачу электрической энергии по электрическим сетям.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной из сети, определяемая по данным системы учета электроэнергии.

2) система учета электроэнергии - совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии из сети и включающих в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), электрические счетчики, соединительные провода и кабели. Измерительные комплексы объединяются в автоматизированную систему учета электроэнергии;

3) технологические потери электроэнергии - сумма технологических потерь при транспортировке электроэнергии и потерь при реализации электроэнергии;

4) технологические потери при транспортировке электроэнергии - сумма двух составляющих потерь - потерь в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования (технические потери), расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

5) потери при реализации электроэнергии - сумма потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, и потерь, обусловленных хищениями электроэнергии, виновники которых не установлены.

Примечание: потери, обусловленные хищениями электроэнергии, не являются технической характеристикой электрической сети и системы учета электроэнергии и их нормативы в настоящей Методике не рассматриваются;

6) технические потери - сумма трех составляющих потерь в линиях и оборудовании электрических сетей - потерь, зависящих от нагрузки электрической сети (нагрузочные потери), потерь, зависящих от состава включенного оборудования (условно-постоянные потери), потерь, зависящих от погодных условий;

7) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала;

8) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии - суммарный небаланс электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы всех измерительных комплексов поступления и отпуска электроэнергии;

9) норматив технологических потерь электроэнергии - технологические потери электроэнергии (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя), рассчитанные в соответствии с настоящей Методикой при режимах работы, технических параметрах линий, оборудования сетей и системы учета электроэнергии в рассматриваемом периоде;

10) нормативный метод расчета нагрузочных потерь электроэнергии - метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения;

11) нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии - зависимость норматива технологических потерь электроэнергии от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии;

12) отпуск электрической энергии в сеть - количество электрической энергии, рассчитываемое как сумма объема передачи электрической энергии, хозяйственных нужд и потерь электроэнергии;

13) хозяйственные нужды - собственное потребление энергопередающей компании, не относящееся к технологическим потерям электроэнергии.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Нормативы технологических потерь электроэнергии, рассчитанные по настоящей Методике, применяются при расчете платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.

4. Нормативы технологических потерь электроэнергии в планируемом периоде рассчитываются:

1) на основе данных о схемах, нагрузках сетей и составе работающего оборудования в планируемом периоде методами расчета потерь, установленными настоящей Методикой;

2) на основе нормативных характеристик технологических потерь, рассчитанных в соответствии с настоящей Методикой на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде.

При отсутствии нормативной характеристики допускается определять нормативы потерь в планируемом периоде на основе расчетов потерь в отчетном (базовом) периоде, изменяя нагрузочные потери пропорционально квадрату отношения отпусков электроэнергии в сеть в планируемом и базовом периодах, а потери холостого хода

с учетом изменения состава работающих трансформаторов в базовом и планируемом периодах.

Изменяя нагрузочные потери пропорционально квадрату отношения отпусков электроэнергии в сеть в планируемом и базовом периодах, а потери холостого хода - пропорционально мощности (количеству) работающего оборудования в базовом и планируемом периодах.

Глава 2. Методы расчета нормативных потерь при транспортировке электроэнергии

5. Методы расчета нагрузочных потерь. Нагрузочные потери электроэнергии за период Т часов (Д дней) рассчитываются одним из пяти методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):

1) оперативных расчетов;

2) расчетных суток;

3) средних нагрузок;

4) числа часов наибольших потерь мощности;

5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

6. Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1 - 4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с законами электротехники.

7. Потери электроэнергии методами 2 - 5 рассчитываются за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Рассчитываются потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых рассматриваются как неизменные.

Потери электроэнергии за расчетный период определяются, как сумма потерь, рассчитанных для входящих в расчетный период месяцев (расчетных интервалов).

Параграф 1. Метод оперативных расчетов

8. Метод оперативных расчетов заключается в расчете потерь электроэнергии и определяется по формуле:

, (1)

где n - число элементов сети;

t - интервал времени, часов (далее - ч.), в течение которого токовую нагрузку I_ij i-го элемента сети с сопротивлением R_i, принимается неизменной;

m - число интервалов времени.

Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов и автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии.

Параграф 2. Метод расчетных суток

9. Метод расчетных суток заключается в расчете потерь электроэнергии и определяется по формуле:

, (2)

где

W_сут - потери электроэнергии, кило Ватт

час (далее - кВт

ч), за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии в сеть W_ср.сут и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам;

k_л - коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кило Вольт (далее

кВ) и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

- коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

Д_{экв j} - эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале, определяется по формуле:

, (3)

где W_мi - отпуск электроэнергии, кВт

ч., в сеть в i-м месяце с числом дней Д_мi;

W_м.р - отпуск электроэнергии, в сеть, в расчетном месяце, кВт

ч.;

N_j - число месяцев в j-м расчетном интервале.

При расчете потерь электроэнергии за месяц Д_{экв j} = Д_мi.

Потери электроэнергии за расчетные сутки

W_сут определяются, как сумма потерь мощности, рассчитанных для каждого часового интервала расчетных суток.

Потери электроэнергии в расчетном периоде определяются, как сумма потерь во всех расчетных интервалах года. Допускается определение годовых потерь электроэнергии на основе расчета

W_сут для зимнего дня контрольных замеров, принимается в формуле (3) N_j = 12.

Коэффициент

определяется по формуле:

(4)

где W_i - отпуск электроэнергии, кВт

ч., в сеть за i-й день месяца;

Д_м - число дней в месяце.

При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть за каждые сутки месяца коэффициент

определяется по формуле:

, (5)

где Д_р и Д_н.р - число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д_м = Д_р + Д_н.р);

k_w - отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни k_w = W_н.p/W_p.

Параграф 3. Метод средних нагрузок

10. Метод средних нагрузок заключается в расчете потерь электроэнергии и определяется по формуле:

, (6)

где

Р_ср - потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, киловатт (далее

кВт);

- коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;

k_к - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;

T_j - продолжительность j-го расчетного интервала, ч.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:

, (7)

где P_i - значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью t_i, кВт;

m - число ступеней графика на расчетном интервале;

Р_ср - средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.

Коэффициент k_к в формуле (6) принимается равным 0,99. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P_i и Р_ср в формуле (7) используется значения тока головного участка I_i и I_ср. В этом случае коэффициент k_к принимается равным 1,02.

Коэффициент формы графика за расчетный интервал определяется по формуле:

, (8)

где

- коэффициент формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитывается по формуле (7);

- коэффициент формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитывается по формуле:

, (9)

где W_мi - отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт

ч.;

W_ср.мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала, кВт

ч.,.

При расчете потерь за месяц

.

При отсутствии графика нагрузки значение

определяется по формуле:

. (10)

Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k_з определяется по формуле:

, (11)

где W_о - отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВт

ч.;

Т_max - число часов использования наибольшей нагрузки сети, ч..

Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле:

, (12)

где W_i - энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т, кВт

ч.

Параграф 4. Метод числа часов наибольших потерь мощности

11. Метод числа часов наибольших потерь мощности заключается в расчете потерь электроэнергии и определяется по формуле:

, (13)

где

Р_max - потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети, кВт;

t_о - относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.

Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле:

, (14)

где Р_max - наибольшее значение из m значений Р_i в расчетном интервале, кВт.

Коэффициент k_к в формуле (13) принимается равным 1,03. Для сетей 6 - 20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений Р_i и Р_max в формуле (14) используется значения тока головного участка I_i, и I_max. В этом случае коэффициент k_к принимается равным 1,0.

Относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал определяется по формуле:

, (15)

где t_c - относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (14) для суточного графика дня контрольных замеров.

Значения t_v и t_N рассчитываются по формулам:

, (16)

, (17)

где W_м.р - отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце, кВт

ч.

При расчете потерь за месяц t_N = 1.

При отсутствии графика нагрузки значение t_о определяется по формуле:

, (18)

Параграф 5. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети

12. Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети заключается в расчете потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от суммарной длины и количества линий, суммарной мощности и количества оборудования, полученных на основе технических параметров линий и оборудования или статистических данных.

13. Потери электроэнергии рассчитываются для характерных рабочих и ремонтных схем. В расчетную схему включаются все элементы сети, потери в которых зависят от ее режима (линии, трансформаторы, высокочастотные (далее

ВЧ) заградители ВЧ-связи, токоограничивающие реакторы).

14. Расчетные значения активных сопротивлений проводов воздушных линий (далее

ВЛ) R_n определяются с учетом температуры провода t_n, градус Цельсия (далее -

С), зависящей от средней за расчетный период температуры окружающего воздуха t_в и плотности тока в проводе j, ампер на миллиметр квадратный (далее - А/мм²):

R_n=R₂₀ [1+0,004(t_в-20+8,3j2 F/300)], (19)

где R₂₀ - стандартное справочное сопротивление провода, Ом, сечением F, квадратный миллиметр (далее - мм²), при t_n = 20

С.

При отсутствии данных о средней плотности тока за расчетный период в каждом элементе электрической сети принимается расчетное значение j = 0,5 Ампер/ квадратный миллиметр (далее - А/мм²).

15. Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС) определяются по формуле:

, (20)

где F - среднее сечение проводов (шин), мм²;

L - суммарная протяженность проводов (шин) на подстанции, километр (далее

км);

j - плотность тока, А/мм².

При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (20), расчетные потери в СППС принимаются в соответствии с таблицей 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике и относятся к условно-постоянным потерям.

16. Потери электроэнергии в измерительных ТТ определяются по формуле:

, (21)

где

P_ТТном - потери в ТТ при номинальной нагрузке;

b_ТТср - среднее значение коэффициента токовой загрузки ТТ за расчетный период.

При отсутствии данных о параметрах, используемых в формуле (21), расчетные потери в ТТ принимаются в соответствии с таблицей 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике и относятся к условно-постоянным потерям.

Параграф 6. Нормативные методы расчета нагрузочных потерь

17. Энергопередающими компаниями выбирается методика расчета нагрузочных потерь в зависимости от объема имеющихся исходных данных. Далее даются для произвольного выбора нормативные методы расчета нагрузочных потерь.

Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 330 - 750 кВ является метод оперативных расчетов.

18. Нормативными методами расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 35 - 220 кВ являются:

1) при отсутствии реверсивных потоков энергии по межсетевым связям 35 - 220 кВ - метод расчетных суток;

2) при наличии реверсивных потоков энергии - метод средних нагрузок. При этом все часовые режимы в расчетном периоде разделяют на группы с одинаковыми направлениями потоков энергии. Расчет потерь проводятся методом средних нагрузок для каждой группы режимов.

При отсутствии данных о потреблении энергии на подстанциях 35 кВ временно допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности.

19. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 6 - 20 кВ является метод средних нагрузок.

При отсутствии информации о потреблении энергии на трансформаторной подстанции (далее

ТП) ТП 6 - 20/0,4 кВ определяются их нагрузки, распределяя энергию головного участка (за вычетом энергии по ТП, где она известна, и потерь в сети 6 - 20 кВ) пропорционально номинальным мощностям или коэффициентам максимальной загрузки трансформаторов ТП.

При отсутствии электрических счетчиков на головных участках фидеров 6 - 20 кВ допускается применение для расчетов потерь в этих сетях метода наибольших потерь мощности.

20. Нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ является метод оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

21. Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка F_г, мм², отпуском электрической энергии в линию W_0.38, за период Д, дней, рассчитываются по формуле:

, (22)

где L_экв - эквивалентная длина линии;

tg

- коэффициент реактивной мощности;

k_0.38- коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.

22. Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

L_экв=L_м+0,44 L_2-3+0,22 L_j , (23)

где L_м - длина магистрали;

L_2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

L_j - длина однофазных ответвлений.

Примечание: Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6 - 20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

23. Внутридомовые сети многоэтажных зданий (до счетчиков электрической энергии) включаются в длину ответвлений соответствующей фазности.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях подставляются длины линий, определяется по формуле:

L=L_а+4L_с+0 ,6L_м, (24)

где L_а, L_с и L_м - длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно.

24. Коэффициент k_0,38 определяется по формуле:

k_0.38= k_и (9,67 - 3,32d_р - 1,84d_р), (25)

где d_р - доля энергии, отпускаемой населению;

k_и - коэффициент, принимается равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 Вольт (далее

В).

25. При использовании формулы (22) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей L_м, двухфазных и трехфазных ответвлений L_2-3 и однофазных ответвлений L₁ в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:

W_0,38=W_0,38/N,

где W_0,38 - суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k_0,38, определенный по формуле (25), умножается на коэффициент k_N, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле:

k_N=1,25 + 0,14 d_р , (26)

26. При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается k_з=0,3; tg

=0,6.

27. При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяются, вычитанием из энергии, отпущенной в сеть 6 - 20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6 - 20 кВ и энергию, отпущенную в ТП 6-20/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей.

Параграф 7. Методы расчета условно-постоянных потерь

28. К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся:

1) потери холостого хода в силовых трансформаторах (автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов;

2) потери в оборудовании, нагрузка которого не имеет прямой связи с суммарной нагрузкой сети (регулируемые компенсирующие устройства);

3) потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства, вентильные разрядники (далее - РВ), ограничители перенапряжений (далее - ОПН), устройства присоединения ВЧ-связи (далее - УПВЧ), измерительные ТН, включая их вторичные цепи, электрические счетчики 0,22 - 0,66 кВ и изоляция силовых кабелей).

29. Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода DРх, по формуле:

, (27)

где T_рi - число часов работы оборудования в i-м режиме, часов;

U_i - напряжение на оборудовании в i-м режиме, кВ;

U_ном - номинальное напряжение оборудования, кВ.

Напряжение на оборудовании определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.

30. Потери электроэнергии в шунтирующем реакторе (далее - ШР) определяются по формуле (27) на основе приведенных паспортных данных потерь мощности

Р_р. Определяются потери в ШР в соответствии с таблицей 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

31. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:

, (28)

где b_Q - коэффициент максимальной нагрузки СК в расчетном периоде;

Р_ном - потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными, кВт.

Определяются потери в СК согласно таблице 2 приложения 1 к настоящей Методике.

32. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах (далее - КУ) - батареях конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:

W_КУ=

р_ку S_ку Т_р, (29)

где

р_ку - удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ, кВт;

S_ку - мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей), Мега Вольт Ампер (далее

МВА).

При отсутствии паспортных данных значение

р_ку принимается равным для БК 0,003 кило Ватт / кило вар (далее - кВт/квар), для СТК 0,006 кВт/квар.

33. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ и изоляции силовых кабелей принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются согласно таблице 4 приложения 1 к настоящей Методике.

Параграф 8. Методы расчета потерь, зависящих от погодных условий

34. Потери, зависящие от погодных условий, включаются в себя три вида потерь:

1) на корону;

2) от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

3) расход электроэнергии на плавку гололеда.

35. Расчет потерь на корону в воздушных линиях электропередачи переменного тока.

Потери на корону относятся к потерям, определяемым погодными условиями, и конструкцией линии.

Потери на корону зависят не от температуры окружающего воздуха, а определяются характером (видом) погоды (изморозь, дождь и мокрый снег, сухой снег, туман, повышенная влажность и хорошая погода). Величина потерь на корону, носит сезонный характер, что учитывается при расчетах путем использования среднемесячных удельных потерь мощности на корону для каждого месяца.

Потери на корону в сети энергопередающей организации определяются для каждой воздушной линии электропередачи через среднемесячные удельные потери мощности на корону по формуле:

(30)

где L - длина воздушной линии электропередачи, км;

Р_к,уд,i - среднемесячные удельные потери мощности на корону для заданного типа фазных проводов линии для i-ого месяца согласно фактическим данным за последние 3 года, кВт;

t_i - планируемое число часов работы линии в i-ом месяце (с учетом ремонтов, плановых отключений ).

36. При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

Расчетные значения, приведенные в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике, умножают на отношение F_т/F_ф, где F_т - суммарное сечение проводов фазы, F_ф - фактическое сечение проводов линии.

При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяют по таблице 8 согласно приложению 1 к настоящей Методике в зависимости от региона расположения линии.

37. Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитываются, умножая данные, приведенные в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике, на коэффициент, определяемый по формуле:

К_uкор=6,88 U²_отн - 5,88 U_отн, (31)

где U_отн - отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.

38. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 6 согласно приложению 1 к настоящей Методике, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода.

39. По влиянию на токи утечки виды погоды объединяются в 3 группы:

1) 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед;

2) 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более;

3) 3 группа - туман.

40. Нормативный расход электроэнергии на плавку гололеда определяется по таблице 7 согласно приложению 1 к настоящей Методике в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду.

Параграф 9. Методы расчета потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии

41. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется на основе приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд (далее - ТСН). При установке прибора учета на шинах 0,4 кВ ТСН, потери в ТСН, рассчитанные в соответствии с настоящей Методикой, добавляются к показанию счетчика Расход электроэнергии на собственные нужды определяется согласно таблицам 1

9 приложения 2 к настоящей Методике.

Примеры расчета приведены согласно приложению 3 к настоящей Методике.

42. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитывается, как сумма значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:

W_уч= - (

тт_b +

_ТН +

_qb -

U_тн +

_сч) W/100, (32)

где

тт_b - токовая погрешность ТТ, %, при коэффициенте токовой загрузки b_ТТ;

_ТН - погрешность ТН по модулю напряжения, %;

_qb - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, %, при коэффициенте токовой загрузки b_ТТ;

_сч - погрешность счетчика, %;

U_тн - потеря напряжения во вторичной цепи ТН, %;

W - энергия, зафиксированная счетчиком за расчетный период, кВт

ч..

43. Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика определяется по формуле:

_qb = 0,0291 (q_Ib-q_U) tg

, (33)

где

_qb - угловая погрешность ТТ, минут (далее

мин.), при коэффициенте токовой загрузки b_ТТ;

q_U - угловая погрешность ТН, мин.;

tg

- коэффициент реактивной мощности контролируемого присоединения.

44. Коэффициент токовой загрузки ТТ за расчетный период определяется по формуле:

, (34)

где U_ном и I_ном - номинальные напряжение, кВ, и ток первичной обмотки ТТ, Ампер (далее

А).

45. Значения погрешностей в формулах (32) и (33) определяются на основе данных метрологической поверки. При отсутствии данных о фактических погрешностях измерительных комплексов проводится расчет потерь электроэнергии, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии, согласно приложению 4 к настоящей Методике.

Параграф 10. Нормативные потери электроэнергии

46. Нормативные потери электроэнергии (в абсолютных и в относительных значениях) определяются по следующим формулам:

W= W_Harp+W_yn, (35)

W_%=

W/ W_o, (36)

где

W - абсолютные потери (всего),кВт

ч.;

W_Harp - нагрузочные потери, кВт

ч.;

W_yn - условно-постоянные потери, кВт

ч.;

W_% - относительные потери, кВт

ч.;

W_o - отпуск в сеть, кВт

ч..

Параграф 11. Методы расчета нормативных характеристик технологических потерь электроэнергии

47. Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии определяется по формуле:

( 37)

где W _{i ( j )} - значения показателей (поступления и отпуска электроэнергии), отражаемых в отчетности;

n - число показателей;

W _o - отпуск электроэнергии в сеть;

Д - число дней расчетного периода, которому соответствуют задаваемые значения энергии;

А, В и С - коэффициенты, отражающие составляющие потерь:

А_ij и B _i - нагрузочные потери;

С_пост - условно-постоянные потери;

С_пог - потери, зависящие от погодных условий;

С_с.н - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;

В_уч - потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии.

48. Нормативная характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в замкнутых сетях определяется на основе предварительно рассчитанной характеристики нагрузочных потерь мощности, по формуле:

, (38)

где P_i(j) - значения мощностей, соответствующих показателям, определенным по формуле (37);

a_ij и b_i - коэффициенты нормативной характеристики потерь мощности.

Преобразование коэффициентов характеристики потерь мощности в коэффициенты характеристики потерь электроэнергии определяются по формулам:

, (39)

(40)

Для составляющих нормативной характеристики, содержащих произведения значений энергии, значение

вычисляется по формуле:

, (41)

где k_{ф i} и k_{ф j} - коэффициенты формы i-го и j-го графиков активной мощности;

r_ij - коэффициент корреляции i-го и j-го графиков, рассчитываемый по данным ОИК. При отсутствии расчетов r_{i j}принимается

=1.

Коэффициент С_пост определяется по формуле:

С_пост= DW_пост/Д, (42)

где DW _пост=DW_хх - условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде.

Коэффициент С_пог определяется по формуле:

С_пог= DW_пог/Д , (43)

где DW_пост- потери электроэнергии, зависящие от погодных условий, в базовом периоде.

Коэффициент С_с.н определяется по формуле:

С_с.н = DW_с.н /Д , (44)

где DW _с.н - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в базовом периоде.

Коэффициент В_уч определяется по формуле:

B_уч = DW_уч /W_о , (45)

где DW_уч - потери, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, в базовом периоде.

Нормативная характеристика нагрузочных потерь электроэнергии в радиальных сетях определяется по формуле:

, (46)

где W _U - отпуск электроэнергии в сеть напряжением U за Д дней;

А _U - коэффициент нормативной характеристики.

Коэффициент A_U нормативной характеристики (46) определяется по формуле:

, (47)

где DW _{н U} - нагрузочные потери электроэнергии в сети напряжением U в базовом периоде.

Коэффициенты А и С (С_пост, С_пог и С_с.н) для радиальных сетей 6 - 35 кВ в целом по их значениям, рассчитанным для входящих в сеть линий (А_i и С_i), определяются по формулам:

, (48)

, (49)

где W _i - отпуск электроэнергии в i-го линию;

W

- то же, в сеть в целом;

n - количество линий.

Коэффициенты A_i и Сi, должны быть рассчитаны для всех линий сети. Их определение на основе расчета ограниченной выборки линий не допускается.

Коэффициент А для сетей 0,38 кВ определяется по формуле (46), в которую в качестве DW _нU подставляют значение суммарных нагрузочных потерь во всех линиях 0,38 кВ DW _{н 0.38}, рассчитанных по формуле:

. (50)

Эквивалентная длина линии определяется по формуле:

L _экв =L_м+0,44 L_2-3+0,22 L _j , ( 51)

где L_м - длина магистрали;

L_2-3 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

L _j - длина однофазных ответвлений.

Коэффициент k_0,38 определяется по формуле:

k_0.38= k _и (9,67 - 3,32d _р - 1,84d _р ), (52)

где d_р - доля энергии, отпускаемой населению;

k_и - коэффициент, принимается равным 1 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В.

Суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k_0,38, определенный по формуле (52), умножают на коэффициент k_N, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяется по формуле:

k _N=1,25 + 0,14 d_р . ( 53)

Параграф 12. Метод Км/н

49. В сетях 0,38 кВ при известных показателях напряжения и токовых нагрузок на головных участках, для расчета потерь электроэнергии используется косвенный метод определения относительных потерь, основанный на измерениях фазных токов и напряжений на головном и концевых точках сети.

Метода расчета потерь электроэнергии по наибольшим относительным напряжениям заключается в имеющейся связи между потерями напряжения и потерями мощности в распределительных сетях.

Пренебрегая расхождениями между эквивалентным напряжением сети U_экв и номинальным напряжением U_ном, в первом приближении для определения величины потерь мощности получается формула:

(54)

где tg

= Q_H / Р_Н - соотношение между реактивной и активной мощностью потребления в узлах нагрузки;

Кн / м - коэффициент связи между DU % и DР %;

= X / R - отношение индуктивного и активного сопротивлений линий;

DU

- наибольшая потеря напряжения между головным и наиболее удаленным участком сети.

Выражением (54) оцениваются потери мощности по результату измерения потерь напряжения.

Погрешность вычислений потерь мощности обуславливается не одновременностью замеров на шинах ТП и в точке подключения самого удаленного потребителя и пренебрежением разности в значениях U и U НОМ .

Значение коэффициента Кн/м зависит от множества факторов, соотношение между X / R:

1) для кабельных линий X / R = 0;

2) для воздушных линий X / R = 1,25(F/100), при Х₀ = 0.4 Ом/км.

Для сетей 0.38 кВ, при наличии кабельных и воздушных линий Кн/м находится в пределах 0.5 - 0.9. Для сетей с преобладанием ВЛ Кн/м принимается равным 0.7.

В сетях 0,38 кВ несимметрия нагрузки по фазам учитывается и определяется по формуле:

К_нер=(I_A²+I_B²+I_C²)/(3

I_ср) (55)

где - соответственно I_A, I_B, I_C токи в фазах .

Среднее значение тока определяется по формуле:

I_ср = =(I_A+I_B+I_C²)/3. (56)

При соответствующих преобразованиях выражение квадрата тока в нейтрали определяется по формуле:

I_N = 1,5

(I_A+I_B+Ic )

4,5

I_ср (57)

Суммарные потери мощности в сети с заземленной нейтралью при несимметрии фазных токов определяются по формуле:

DP_нс =(1/U² )(I_A² + I_B²+I_C ²)R_ф+1² R_n (58)

где R_n , R_ф - сопротивление нулевого и фазного проводов.

При равенстве фазных токов I_A = I_B = I_C = 1_ср, суммарные потери мощности определяются по формуле:

DP_с =(3/U² )( I_срR_ф) (59)

В результате выполненных преобразований коэффициент неравномерности К_нер определяется по формуле:

К_нер= (DP_нс/ DP_с) (I_A²+I_B²+I_C²)/(3

I_ср)( 1+1,5 R_n /R_ф)- 1,5 R_n /R_ф (60)

Для перехода от потерь мощности к потерям электроэнергии используется коэффициент K_t:

K_t=t/ T_м (61)

где t - время наибольших потерь электроэнергии;

T_м - число часов использования максимума нагрузки.

Потери электроэнергии в линии напряжением 0,38 кВ рассчитывают по формуле:

DW_0,38 = К_м/н

К_нер -DU

K_t (62)

При отсутствии графиков нагрузки головных участков Т_м рассчитывается по выражению:

Tm =W / Р_м (63)

где W- годовое количество электроэнергии, отпущенное по фидерам 6-10 кВ.

Р_м = 1,73

U_м

I_м

cos

(64)

где I_м,U_м - максимальный ток и напряжение по суточным замерам;

cos

- коэффициент мощности.

Относительные потери в "k" линий определяются по формуле:

(65)

где DW_0.38 - относительные потери электроэнергии в i-й линии;

к - среднее значение нагрузки трех фаз линий 0,38 кВ, замеренное одновременно с уровнем напряжения на шинах 0,38 кВ.

Выполнение расчетов потерь электроэнергии во всех распределительных линиях 0,38 кВ в масштабах энергосистемы даже с помощью сравнительно простого метода К_м/н оказывается затруднительным, поэтому для оценки потерь в совокупности сетей 0,38 кВ считается применение метода случайной выборки с последующим распространением результатов расчета с заданной доверительной вероятностью на всю рассматриваемую сеть.

Метод заключается в расчете относительных потерь электроэнергии не во всех сетях, а только в их части, определенной по одному из способов случайного отбора. При отборе электрических сетей обеспечивается равная вероятность попадания различных распределительных сетей в выборку.

Приложение 1 к Методике расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях

Расчетные потери электроэнергии в оборудовании

Таблица 1.

Потери электроэнергии в ШР и СППС

Вид оборудования	Удельные потери энергии при напряжении. кВ
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
ШР, тыс. киловатт час на мегавольтампер (далее - кВт ч/МВА) в год	84	84	74	65	36	35	32	31	29	26	20	19
СП ПС, тыс. киловатт час на подстанцию в год (далее - кВтч/ подстанцию в год)	1,3	1,3	1,3	1,3	3	6	11	18	31	99	415	737

Примечание: значения потерь, приведенные в приложении 1, к настоящей Методике соответствуют году с числом дней 365. При расчете нормативных потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.

Таблица 2.

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах

Вид оборудования	Потери энергии, тыс. киловатт час (далее - кВт ч) в год, при номинальной мощности СК, мегавольт ампер (далее МВА)
	5	7,5	10	15	30	50	100	160	320
СК	400	540	675	970	1570	2160	3645	4725	10260

Примечание. При мощности СК, отличной от приведенной в таблице 2 настоящих приложений 1, потери определяют с помощью линейной интерполяции.

Таблица 3.

Потери электроэнергии в РВ, ОПН, измерительных ТТ и ТН и УПВЧ

Вид оборудования	Потери электроэнергии, тыс. киловатт час на год (далее - кВт ч/год) при напряжении оборудования. кВ
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
РВ	0,009	0,021	0,033	0,047	0,091	0,27	0,60	1,05	1,59	3,32	4,93	4,31
ОПН	0,001	0,001	0,002	0,004	0,013	0,10	0,22	0.40	0.74	1,80	3,94	8,54
ТТ	0,06	0,1	0,15	0,2	0,4	0,6	1,1	1,5	2,2	3,3	5,0	7.5
ТН	1,54	1,9	2,35	2,7	3,6	6,2	11,0	11,8	13,1	18,4	28,9	58,8
УПВЧ	0,01	0,01	0,01	0,02	0,02	0,12	0,22	0,30	0,43	2,12	3,24	4,93

Примечание 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.

Примечание 2. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимают равными 0,05 тыс. кВт

ч/год.

1. Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22 - 0,66 кВ, принимают в соответствии со следующими данными, кВт

ч в год на один счетчик:

1) однофазный, индукционный - 18,4;

2) трехфазный, индукционный - 92,0;

3) однофазный, электронный - 21,9;

4) трехфазный, электронный - 73,6.

Таблица 4.

Потери электроэнергии в изоляции кабелей

Сечение, мм2	Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. киловатт час на километр (далее - кВт ч/км) в год, при номинальном напряжении. кВ
	6	10	20	35	110	220
10	0,14	0,33	-	-	-	-
16	0,17	0,37	-	-	-	-
25	0,26	0,55	1,18	-	-	-
35	0,29	0,68	1,32	-	-	-
50	0,33	0,75	1,52	-	-	-
70	0,42	0,86	1,72	4,04	-	-
95	0,55	0,99	1,92	4,45	-	-
120	0,60	1,08	2,05	4,66	26,6	-
150	0,67	1,17	2,25	5,26	27,0
185	0,74	1,28	2,44	5,46	29,1	-
240	0,83	1,67	2,80	7,12	32,4
300	-	-	-	-	35,2	80,0
400	-	-	-	-	37,4	90,0
500	-	-	-	-	44,4	100,0
625	-	-	-	-	49,3	108,0
800	-	-	-	-	58,2	120,0

Таблица 5.

Удельные потери мощности на корону

Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе	Суммарное сечение проводов в фазе, миллиметр квадратный (далее - мм2)	Потери мощности на корону, киловатт на километр (далее - кВт/км), при погоде,
		хорошая	сухой снег	влажная	изморозь
750-5 240	1200	3,9	15,5	55,0	115,0
750-4 600	2400	4,6	17,5	65,0	130,0
500-3 400	1200	2,4	9,1	30,2	79,2
500-8 300	2400	0,1	0,5	1,5	4,5
330-2 400	800	0,8	3,3	11,0	33,5
220ст- 1 300	300	0,3	1,5	5,4	16,5
220ст/2-1 300	300	0,6	2,8	10,0	30,7
220жб-1 300	300	0,4	2,0	8,1	24,5
220жб/2- 1 300	300	0,8	3,7	13,3	40,9
220-3 500	1500	0,02	0,05	0,27	0,98
154-1 185	185	0,12	0,35	1,20	4,20
154/2-1 185	185	0,17	0,51	1,74	6,12
110ст-1 120	120	0,013	0,04	0,17	0,69
110ст/2-1 120	120	0,015	0,05	0,25	0,93
110жб-1 120	120	0,018	0,06	0,30	1,10
110жб/2-1 120	120	0,020	0,07	0,35	1,21

Примечание:

1. Вариант 500-8

300 соответствует линии 500 кВ, построенной в габаритах 1150 кВ, вариант 220-3

500 - линии 220 кВ, построенной в габаритах 500 кВ.

2. Варианты 220/2-1

300, 154/2-1

185 и 110/2-1

120 соответствуют двухцепным линиям. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.

3. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные опоры.

Таблица 6.

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам (ВЛ)

Группа погоды	Потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ
	6	10	15	20	35	60	110	154	220	330	500	750
1	0,011	0,017	0,025	0,033	0,035	0,044	0,055	0,063	0,069	0,103	0,156	0,235
2	0,094	0,153	0,227	0,302	0,324	0,408	0,510	0,587	0,637	0,953	1,440	2,160
3	0,154	0,255	0,376	0,507	0,543	0,680	0,850	0,978	1,061	1,587	2,400	3,600

Таблица 7.

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда

Число проводов в фазе и сечение, мм2	Суммарное сечение проводов в фазе, мм2	Расчетный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс. кВт-ч/км в год, в районе по гололеду:
		1	2	3	4
4 600	2400	0,171	0,236	0,300	0,360
8 300	2400	0,280	0,381	0,479	0,571
3 500	1500	0,122	0,167	0,212	0,253
5 240	1200	0,164	0,223	0,280	0,336
3 400	1200	0,114	0,156	0,197	0,237
2 400	800	0,076	0,104	0,131	0,158
2 300	600	0,070	0,095	0,120	0,143
1 330	330	0,036	0,050	0,062	0,074
1 300	300	0,035	0,047	0,060	0,071
1 240	240	0,033	0,046	0,056	0,067
1 185	185	0,030	0,041	0,051	0,061
1 150	150	0,028	0,039	0,053	0,064
1 120	120	0,027	0,037	0,046	0,054
1 95	95	0,024	0,031	0,038	0,044

Таблица 8

Потери на корону в воздушных линиях 220-1150 кВ

Напряжение ВЛ, кВ	Номинальное сечение, мм2	Количество проводов в фазе	Wк max, тыс. кВт час/км	Wк min, тыс. кВт час/км
220	240/32	1	24	18
	300/39	1	22	16
	400/51	1	15	11
	500/64	1	13	9
330	240/32	2	38	28
	300/39	2	30	22
	400/51	2	23	16
	500/64	2	17	12
500	330/43	3	70	50
	400/51	3	60	44
	500/64	3	43	30
750	240/56	5	140
	300/66	5	120
	400/22	5	100
	400/51	5	95
	500/93	4	160
	500/64	4	145
1150	240/39	11	360
	330/43	8	240

Примечание:

Минимальные потери соответствуют условиям Северной зоны Казахстана, максимальные

Южной зоны Казахстана. Для Западной зоны следует применять промежуточные значения.

Приложение 2 к Методике расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях

Таблица 1.

Нормы расхода электроэнергии токоприемниками собственных нужд на единицу оборудования подстанции, тыс. кВт

ч/год (для умеренно теплого климатического района)

№ п.п.	Наименование электроприемников СН	Наименование единицы оборудования	Напряжение подстанции, кВ
			35	110 - 150//6 - 10	110 - 150//35//6 - 10		220	330		500
1	2	3	4	5	6		7	8		9
1.	Обдув и охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов	Трансформатор, АТ типа Д, ДЦ, Ц	Таблица 2 настоящего приложения
2.	Обогрев общеподстанционного пункта управления (далее - ОПУ)	Подстанция	12,6	18,4	Таблица 3 настоящего приложения
3.	Вентиляция и освещение ОПУ	Подстанция	1,7	1,8
4.	Обогрев помещения ОВБ	Подстанция	7,0	11,0	18,0	-
5.	Обогрев ЭРУ	Подстанция	4
6.	Наружное освещение	Подстанция	0.4	1,5	3,0	6,0		12,0			24,0
7.	Зарядно-подзарядные устройства	Подстанция	3,3	6,0	16,5	44,1		132,8			132,8
8.	Вентиляция аккумуляторной	Подстанция	1,5	2,8	4,2	8,4		8,4			8,4
9.	Оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током)	Подстанция	2,3	4,5	13,2	-
10.	Обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей	ОД, КЗ	1,1			1,8		-
11.	Обогрев ячеек КРУН и релейных шкафов наружной установки, обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях	Ячейка КРУН, шкаф, эл. счетчик	Таблица 4 настоящего приложения
12.	Обогрев выключателей	1 выключ.	Таблица 5 настоящего приложения
13.	Электродвигатели компрессоров	1 выключ.	Таблица 6 настоящего приложения
14.	Обогрев компрессорной	Подстанция	3 компрессоров -- 12,0; 4 компрессоров - 15,0
15.	Вентиляция компрессорной	-"-	3 компрессоров - 3,0; 4 компрессоров - 3,5
16.	Пневматический привод масляных выключателей	1 выключ. с пневм. пр.	2,4	3,5			-
17.	Обогрев воздухосборников	Подстанция	-		1,3		2,0	2,7	2,7
18.	Обогрев электродвигательных приводов разъединителей	РВД 330 - 500 кВ	-					1,4
19.	Обогрев насосной пожаротушения	Подстанция	-				14,4		16
20.	Вспомогательные устройства синхронных компенсаторов	СК	Таблица 7 настоящего приложения
21.	Отопление здания вспомогательных устройств с.к.	Подстанция с СК. типа КС	39,0
		Подстанция с СК типа КСВ	54,0
22.	Аппаратура связи и телемеханики	Подстанция	1,9	4,8	8,7		26,2	43,8		52,5
23.	Прочие (небольшой ремонт, устройства РПН, дистилляторы, вентиляция ЗРУ, обогрев и освещение проходной)	Подстанция	2,2	2,2	3,3		7,1	7,4		7,4

Таблица 2.

Нормы расхода электроэнергии на обдув и охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов типа Д, Ц, ДЦ, тыс. кВт

ч/год

кВ	Тип и мощность трансформатора	Расход
35	ТД-10000	8,8
	ТД-16000	11,0
	ТДНС-10000	8,8
	ТДНС-16000	11,0
	ТРДН-25000	13,1
	ТРДН-40000	21,9
	ТРДНС-25000	11,0
	ТРДНС-32000	13,1
	ТРДНС-40000	17,5
	ТРДНС-63000	21,9
	ТДЦ-80000	136,0
110	ТДН-10000	8,8
	ТДН-15000	13,1
	ТДН-16000	8,8
	ТДН-31500	21,9
	ТДТН-10000	8,8
	ТДТН-16000	11,0
	ТДТН-16000/110/66	13,1
	ТДТН-20000	14,0
	ТДТН-25000	15,3
	ТДТН-40000	17,3
	ТДТН-40000/110/67	21,9
	ТДТН-63000	30,7
	ТДТН-80000	32,9
	ТРДН-25000	13,1
	ТРДН-32000	15,3
	ТРДН-40000	15,3
	ТРДЦН-63000	117,8
	ТДЦ-125000	323,9
	ТДЦ-200000	323,9
	ТДЦ-400000	555,3
150	ТДН-16000	6,6
	ТДТН-25000	13,1
	ТДТН-63000	24,1
	ТРДН-32000	11,0
	ТДЦГ-125000	244,4
220	ТДТНГ-20000 ТДТНГ-40000 ТДТН-25000 ТРДН-32000 ТРДНГ-32000 ТРДЦН-63000	13,1 30,7 8,8 15,3 21,9 131,4
	ТДЦ-200000	336,3
	ТДЦ-250000	432,4
	ТДЦ-400000	576,6
	АТДТН-30000	19,7
	АТДЦТНГ-63000	131,4
	АТДЦТН-125000	192,2
	АТДЦТН-200000	240,2
330	АТДЦТН-200000	432,4
	ОДЦ-150000	192,2
	ТДЦ-125000	192,2
	ТДЦ-400000	480,5
500	АОДЦТН-167000	193,3
	АОДЦТН-267000	241,6
	ОЦ-417000	221,0
	ТДЦ-206000	391,1
	" - 400000	250,3
	ТЦ-206000	110,5

Примечания: 1. Нормы даны для средней загрузки трансформаторов, равной 70 % номинальной. При загрузке, отличающейся от указанной, производится пропорциональный пересчет. 2. Для трансформаторов и автотрансформаторов, не вошедших в таблицу, норма расхода электроэнергии определяется, исходя из мощности охлаждающих устройств и времени их работы, принимаемой равной 4380 часов для трансформаторов с обдувом и времени работы трансформаторов при системах охлаждения ДЦ, Ц.

Таблица 3.

Нормы расхода электроэнергии на обогрев, вентиляцию и освещение помещений ОПУ, тыс. кВт

ч/год (для умеренно теплого климатического района)

Тип ОПУ (размер)	Расход электроэнергии
	Обогрев	Вентиляция	Освещение	Общий
I (12 м х 42 м)	63	2,9	5,8	71,7
II (12 м х 36 м)	54,7	2,9	5,8	63,4
III (12 м х 24 м)	38,2	1,9	1,0	41,1
IV (12 м х 18 м)	26,2	1,9	1,0	29,1
V	150,7	4,8	8	163,5
VI (12 м х 48 м)	72,0	5,8	5,8	83,6
VIII	-	16,8	8	24,8

Примечание. Для ОПУ, отличных от указанных в таблице, расход электроэнергии на обогрев пересчитывать с учетом площади реального ОПУ, взяв за основу ОПУ I.

Таблица 4.

Нормы расхода электроэнергии на обогрев ячеек КРУН, релейных шкафов наружной установки, электросчетчиков, тыс. кВт

ч/год

Климатический район	Тип
	К-34, К-30, К-36	К-37, К-У1У и другие
	Ячейка с аппаратурой РЗ и автоматики, счетчиками, выключателем	Ячейка с аппаратурой РЗ и автоматики	Ячейка со счетчиками1	Ячейка с выключателем
Очень холодный	2,0	0,9	1,5	3,3
Холодный	1,2	0,4	0,6	1,7
Умеренно холодный	1,2	0,45	0,7	1,8
Умеренно холодный влажный	0,7	0,2	0,35	1,0
Умеренно теплый	0,3	0,1	0,2	0,6
Умеренно теплый влажный	0,7	0,2	0,35	1,0
Теплый влажный	0,3	0,1	0,2	0,5
Жаркий сухой	-	-	-	-
Жаркий умеренно	0,35	0,175	0,26	0,6
Очень жаркий сухой	0,4	0,2	0,3	0,6

¹ По тем же нормам рассчитывается обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях.

Таблица 5.

Нормы расхода электроэнергии на подогрев механизмов приводов масляных выключателей, баков масляных выключателей и шкафов воздушных выключателей (на 3 полюса), тыс. кВт

ч/год

Напряжение, кВ	Тип выключателя	Климатический район
		Очень холодный	Холодный	Умеренно холодный	Умеренно холодный влажный	Умеренно теплый	Умеренно теплый влажный	Теплый влажный	Жаркий сухой	Жаркий умеренно влажный	Очень жаркий сухой
35	ВВН-35-2	13,4	11,5	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,3	2,7	3,8
	ВВУ-35-40/2000/3200/У1	11,1	9,4	8,1	7,3	5,4	7,4	4,8	4,0	2,2	3,1
	ВВУ-35-40/2000/3200/ХЛ	14,0	9,8
	ВМК-35...	7,9	3,5	0,45	0,3	0,01	0,1	-	0,005	-	-
	МКП- , С-35-3200,У-	14	6,3	0,8	0,6	0,02	0,2	-	0,01	-	-
	ВТ- ..., ВТД-...	9,2	4,0	0,5	0,4	0,01	0,1	-	0,006	-	-
	С-35-6300...	9,5	4,2
	ВП-	2,6	1,2	0,15	0,1	0,004	0,03	-	-	-	-
110	ВВБМ -...	11,1	9,4	8,1	7,3	5,4	7,4	4,8	4,0	2,2	3,1
	ВВУ - ..., ВВБ-...	10,3	9,3
	ВВН-110У..., ВВШ-...	12,6	11,4	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,9	2,7	3,8
	ВВН-110 Б...	16,7	11,4
	МКП-110	62,4	19,5	2,2	1,4	0,06	0,5	-	0,02	-	-
	У-110-2000-50	51,6	18,2
	МКП-110М	47,4	17,1	2,1	1,4	0,05	0,4	-	0,02	-	-
	У-110-2000-40 У1	49,4	17,4
220	У-110-8, МКП-110 Си	71,5	22,9	3,0	2,0	0,08	0,6	-	0,03	-	-
	ВВБ-220-...	11,1	9,4	8,1	7,3	5,4	7,4	4,8	4,0	2,2	3,1
	ВВБ-220 А -...	14,7	9,9
	ВВБ-220У- .., ВВУ-200-	29,4	19,8	16,2	14,6	10,7	14,8	9,5	8,0	4,5	6,2
	ВВД-220-...	12,7	9,2	7,6	6,9	5,1	7,0	4,5	3,8	2,1	2,9
	ВВН-220У-...	12,6	11,4	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,9	2,7	3,8
	ВВН-220-...	16,7	11,4
	У-200-1000/ ..., У-220-3200	169,4	65,5	8,1	5,4	0,2	1,7	-	0,09	-	-
	У-220-10	201,0	64,4	8,3	5,6	0,2	1,8	-	0,09	-	-
	У-220-2000-	179,4	78,9	10,2	7,0	0,3	2,2	-	0,1	-	-
330	ВВН-330-..	12,6	11,4	9,9	9,0	6,6	9,0	5,8	4,9	2,7	3,8
	ВВ-330Б	17,2	15,5	13,4	12,2	8,9	12,3	7,9	6,7	3,7	5,2
	ВВД-330Б- ..., ВВБ-330- -У1	29,2	23,7	20,2	18,3	13,4	18,5	11,9	10,1	5,6	7,8
	ВВБ-330Б-... -ХЛ1	35,0	24,5
	ВНВ-330-..., ВНВ-330Б-...	20,7	18,6	16,1	14,6	10,7	14,8	9,5	8,0	4,5	6,2
500	ВВ-500Б	17,2	15,5	13,4	12,2	8,9	12,3	7,9	6,7	3,7	5,2
	ВВБ-500, ВВБ-500- -У1	36,7	30,5	26,0	23,6	17,3	23,8	15,3	13,0	7,2	10,0
	ВВБ-500А-.., ВВБ-500-...- ХЛ	45,7	31,9	26,3	23,8	17,4	24,0	15,4	13,1	7,3	10,1
	ВВМ-500Б-...	23,6	19,0	16,2	14,6	10,7	14,8	9,5	8,0	4,5	6,2
	ВНВ-500 У1	20,7	18,6	16,1
	ВНВ-500 ХЛ	27,5	19,5	16,2
	ВНВ-500	13,1	8,8	7,2	6,5	4,8	6,6	4,2	3,6	2,0	2,8

Таблица 6.

Нормы расхода электроэнергии на электродвигатели компрессоров на один воздушный выключатель, тыс. кВт

ч/год

Напряжение, кВ	Тип выключателя	Расход
35	ВВУ-35	4,5
110	ВВБ-110	4,5
	ВВН-110, ВВШ-110, ВВУ-110	11,0
220	ВНВ-220	8,2
	ВВБ-220, ВВД-220	9,0
	ВВУ-220, ВВН-220	18,0
330	ВНВ-330	15,75
	ВВБ-330, ВВД-330	24,0
	ВВН-330	26,0
	ВВ-330	49,5
500	ВНВ-500	15,75
	ВВБ-500, ВВД-500	30,6
	ВВ-500, ВВМ-500	50,9
	(ВВ-500-2000/20)	(76,4)

Примечание. Расход электроэнергии на электродвигатели компрессоров на одну подстанцию не менее 20 тыс. кВт ч/год, независимо от числа воздушных выключателей.

Таблица 7.

Нормы расхода электроэнергии на вспомогательные устройства синхронных компенсаторов, тыс. кВт

ч/год

Тип синхронного компенсатора	Расход	Тип синхронного компенсатора	Расход
КС-10000	60	КС-32000	120
КС-15000	80	КСВ-50000	187
КС-16000	86	КСВ-100000	317
КС-25000	123	КСВ-160000	411

Примечание. Расход электроэнергии определен исходя из среднего времени работы синхронного компенсатора - 5000 часов в год. При отличии времени работы от указанного делать перерасчет, при этом расход пропорционален времени работы синхронного компенсатора.

Таблица 8.

Температурные коэффициенты

Климатический район	Температурные коэффициенты
	Обогрев оборудования	Обогрев помещений
Очень холодный	1,9	1,7
Холодный	1,7	1,5
Умеренно холодный	1,5	1,25
Умеренно холодный влажный	1,4	1,2
Умеренно теплый	1,0	1,0
Умеренно теплый влажный	1,4	1,2
Теплый влажный	0,3	0,5
Жаркий сухой	0,7	0,8
Жаркий умеренно влажный	0,3	0,4
Очень жаркий сухой	0,3	0,5

Таблица 9.

Помесячное распределение годовых норм расхода электроэнергии токоприемниками собственных нужд подстанций, %

Наименование электроприемников1 СН	Климатический район	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Обогрев оборудования (приводов выключателей, разъединителей, РПН, ячеек КРУН, воздухосборников)	Очень холодный	13,5	12,2	13,5	10,0	1,8	-	-	-	9,0	13,5	13,0	13,5
	Холодный	15,0	13,6	15,0	7,8	-	-	-	-	4,0	15,0	14,6	15,0
	Умеренно холодный	17,1	15,4	15,0	2,0	-	-	-	-	0,9	16,0	16,5	17,1
	Умеренно холодный влажный	18,3	16,5	17,0	1,3	-	-	-	-	-	10,9	17,7	18,3
	Умеренно теплый	25,6	23,0	1,0	-	-	-	-	-	-	0,8	24,0	25,6
	Умеренно теплый влажный	18,3	16,5	17,0	1,3	-	-	-	-	-	10,9	17,7	18,3
	Теплый влажный	43,0	7,0	-	-	-	-	-	-	-	-	7,0	43,0
	Жаркий сухой	34,0	16,0	-	-	-	-	-	-	-	-	16,0	34,0
Обогрев помещений	Очень холодный	11,2	10,1	11,2	10,8	11,1	0,8	-	0,8	10.6	11,2	10,8	11,2
	Холодный	12,7	11,5	12,7	12,3	6,5	-	-	-	6,6	12,7	12,3	12,7
	Умеренно холодный	15,2	13,7	15,2	13,0	-	-	-	-	-	13,0	14,7	15,2
	Умеренно холодный влажный	15,9	14,3	15,9	11,3	-	-	-	-	-	11,3	15,4	15,9
	Умеренно теплый	19,0	17,2	19,0	3,7	-	-	-	-	-	3,7	18,4	19,0
	Умеренно теплый влажный	15,9	14,3	15,9	11,3	-	-	-	-	-	11,3	15,4	15,9
	Теплый влажный	36,0	14,0	-	-	-	-	-	-	-	-	14,0	36,0
	Жаркий сухой	23,8	21,5	4,0	-	-	-	-	-	-	3,9	23,0	23,8
Внутреннее и наружное освещение		12,0	11,0	10,0	7,0	5,0	5,0	5,0	5,0	6,0	10,0	12,0	12,0

¹ По остальным электроприемникам норма расхода электроэнергии в течение года распределяется равномерно.

Приложение 3 к Методике расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях

Примеры расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

Пример 1. Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно холодный.

Оборудование:

Трансформаторы 2 х ТМ-3200

Выключатели 4 х ВТ-35

КРУН 6 ячеек

Расчет:

Обогрев ОПУ 12,6 х 1,25 = 15,75

Вентиляция и освещение ОПУ 1,7

Наружное освещение 0,4е

Зарядно-подзарядные устройства 3,3

Вентиляция аккумуляторной 1,5

Обогрев КРУН 1,2 х 6 = 7,2

Обогрев выключателей 35 кВ 0,5 х 4 = 2,0

Аппаратура связи и телемеханики 1,9

Прочие 2,2

___________________________________________________________

Итого 35,95

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции - 35,95 тыс. кВт

ч/год. 66,5

Пример 2. Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно теплый.

Оборудование:

Трансформаторы 2 х ТМ-6300

Отделители, короткозамыкатели 4 шт.

КРУН 12 ячеек

Оперативный ток - переменный

Расчет:

Обогрев ОПУ 12,6

Вентиляция и освещение ОПУ 1,7

Наружное освещение 0,4

Оперативные цепи и цепи управления 2,3

Обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей 1,1 х 4 = 4,4

Обогрев ячеек КРУН 0,3 х 12 = 3,6

Аппаратура связи и телемеханики 1,9

Прочие 2,2

__________________________________________________________

Итого 29,1

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции 29,1 тыс. кВт

ч/год.

Пример 3. Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно холодный.

Оборудование:

Трансформаторы 1 х ТДН-10000

2 х ТДНС-16000

Выключатели 6 х МКП-35

Расчет:

Обдув трансформаторов 11,0 х 2 = 22,0

8,0 х 1 = 8,0

Обогрев ОПУ 12,6 х 1,25 = 15,75

Вентиляция и освещение ОПУ 1,7

Обогрев ЗРУ 0,4 х 1,25 = 5,0

Наружное освещение 0,4

Зарядно-подзарядные устройства 3,3

Вентиляция аккумуляторной 1,5

Обогрев выключателей 0,8 х 6 = 4,8

Аппаратура связи и телемеханики 1,9

Прочие 2,2

_________________________________________________________

Итого 66,5

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции 66,5 тыс. кВт

ч/год.

Пример 4. Подстанция 110/10 кВ. Климатический район - холодный.

Оборудование:

Трансформаторы ТМТ-5600;

ТМТ-6300

Выключатели 1 х МКП-110

Обслуживание ОВБ

Расчет:

Обогрев помещения ОВБ 11,0

1,5 = 16,5

Обогрев ЗРУ 4 х 1,5 = 6,0

Наружное освещение 1,5

Зарядно-подзарядные устройства 6,0

Вентиляция аккумуляторной 2,8

Обогрев выключателей 19,5 х 1 = 19,5

Аппаратура связи и телемеханики 4,8

Прочие 2,2

___________________________________________________________

Итого 54,8

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции: 54,8 тыс. кВт

ч/год.

Пример 5. Подстанция 110/35/6 кВ. Климатический район - умеренно холодный.

Оборудование:

Трансформаторы 2 х ТДГ-40000

1 х ТДГ-20000

Выключатели: Т х ВВН-ПО;

8 х ВМД-35.

Расчет:

Обдув трансформаторов 17,3 х 2 = 34,6

14,0 х 1 = 14,0

Обогрев ОПУ 38,2 х 1,25 = 47,75

Вентиляция и освещение ОПУ 2,9

Обогрев ЗРУ 4,0 х 1,25 = 5,0

Наружное освещение 3,0

Зарядно-подзарядные устройства 16,5

Вентиляция аккумуляторной 4,2

Обогрев выключателей 9,9 х 7 = 69,

0,5 х 8 = 4,0

Электродвигатели компрессоров 11,0 х 7 = 77,0

Обогрев компрессорной 12,0 х 1,25 = 15,0

Вентиляция компрессорной 3,0

Обогрев воздухосборников 1,3 х 1,5 = 1,95

Аппаратура связи и телемеханики 8,7

Прочие 3,3

____________________________________________________________

Итого 308,25

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции: 308,25 тыс. кВт

ч/год.

Пример 6. Подстанция 330 кВ. Климатический район - умеренно теплый.

Оборудование:

Трансформаторы 3 х АТДЦТГ- 240000/330

2 х ТДТНГ-60000/220

Выключатели 4 х ВВН-330

9 х МКП-220

12 х ВЦД-35

Синхронные компенсаторы 2 х КСВ-50000-11

Расчет:

Охлаждение автотрансформаторов 432,4 х 3 = 1297,2

Обдув трансформаторов 40,0 х 2 = 80,0

Обогрев, вентиляция и освещение ОПУ 71,7

Обогрев ЗРУ 4,0

Наружное освещение 12,0

Зарядно-подзарядные устройства 132,8

Вентиляция аккумуляторной 8,4

Обогрев выключателей 6,6 х 4 = 26,4

0,2 х 9 = 1,8

0,01 х 12 = 0,12

Электродвигатели компрессоров 26,0 х 4 = 104,0

Обогрев компрессорной 12,0

Вентиляция компрессорной 3,0

Обогрев воздухосборников 2,7

Вспомогательные устройства с.к. 187 х 2 = 374

Отопление здания вспомогательных устройств с.к. 54

Аппаратура связи и телемеханики 43,8

Прочие 7,4

__________________________________________________________

Итого 2235,3

Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций: 2235,3 тыс. кВт

ч/год.

Приложение 4 к Методике расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях

Расчет потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии

1. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, определяют на основе данных о классах точности ТТ - К_ТТ, ТН - К_ТН, счетчиков - К_сч, коэффициентах токовой загрузки ТТ - b_ТТ и сроках службы счетчиков после последней поверки - Т_пов, лет. Приведенные ниже зависимости средних погрешностей ТТ, ТН и счетчиков применяют только для расчета суммарного недоучета по электрической сети в целом. Эти зависимости не допускается применять для корректировки показаний счетчика в конкретной точке учета.

2. Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями системы учета электроэнергии, рассчитываются, как сумма значений, определенных для каждой точки учета поступления электроэнергии в сеть и отпуска электроэнергии из сети по формуле:

, (1)

где

_ттi,

_тнi и

_счi - средние погрешности ТТ, ТН и счетчика, процент (далее - %), в i-й точке учета;

W_i - энергия, зафиксированная счетчиком в i-й точке учета за расчетный период, кВт

ч..

3. Среднюю погрешность ТТ определяются по формулам:

1) для ТТ с номинальным током I_ном 1000 А:

при b_ТТ= 0,05

ТТ = 30(b_ТТ - 0,0833) К_ТТ, (2)

при 0,05 < b_ТТ

0,2

ТТ = 3,3333 (b_ТТ - 0,35) К_ТТ, (3)

при b_ТТ > 0,2:

_ТТ = 0,625 (b_ТТ - 1)К_ТТ, (4)

2) для ТТ с номинальным током I_ном более 1000 А:

, (5)

4. Средняя погрешность ТН (с учетом потерь в соединительных проводах) определяется по формуле:

, (6)

5. Средняя погрешность индукционного счетчика определяется по формуле:

, (7)

Коэффициент k принимают равным 0,2 для индукционных счетчиков, изготовленных до 2000 г, и 0,1 - для индукционных счетчиков, изготовленных позже этого срока.

При определении нормативного недоучета значение Т_пов не должно превышать нормативного межповерочного интервала.

Для электронного счетчика принимают

сч=0.

Приложение 31 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по составлению и применению графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в энергосистеме

Глава 1.Общие положения

1. Настоящие Методические указания по составлению и применению графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в энергосистеме (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

2. Настоящие Методические указания определяют:

1) порядок разработки графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) (далее

графики аварийного ограничения);

2) порядок применения указанных графиков (порядок введения диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в действие графиков аварийного ограничения.

3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) диспетчерская команда - указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием электрического оборудования, устройств и электрических сетей, выдаваемое диспетчером вышестоящего диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего диспетчерского центра или оперативному персоналу субъектов электроэнергетики;

2) диспетчерский центр

структурное подразделение организации-субъекта оперативно-диспетчерского управления, осуществляющее в пределах закрепленной за ним операционной зоны управление режимом энергосистемы;

3) отказ

самопроизвольные запуск или прекращение функционирования технического устройства, а также выход параметров функционирования за допустимые границы;

4) системный оператор - национальная компания, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у субъектов оптового рынка электрической энергии, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

5) субъекты оперативно-диспетчерского управления

организации и физические лица, уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов оперативно-диспетчерского управления нижестоящего уровня, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в пределах зон диспетчерской ответственности соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления, деятельность которых осуществляется на основании договоров с системным оператором и иными субъектами оперативно-диспетчерского управления и подчинена оперативным диспетчерским командам и распоряжениям субъектов оперативно-диспетчерского управления вышестоящего уровня;

6) взаимоотношение в электроэнергетике

отношения, возникающие в процессе производства, передачи и потребления электрической и тепловой энергии, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;

7) ограничение электроснабжения - прекращение подачи электрической энергии потребителю полностью или частично.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Порядок разработки графиков ограничений

4. Графики ограничений потребления электрической энергии (мощности) разрабатываются совместно с региональными энергетическими компаниями (далее - РЭК) и Энергоснабжающими организациями (далее - ЭСО) на основании требований к объемам и порядку ввода аварийных ограничений установленных системным оператором, согласовываются Региональным диспетчерским центром (далее - РДЦ) на местах.

5. Графики ограничений потребления электрической энергии (мощности) также разрабатываются крупными потребителями, имеющими доступ к национальной или региональной электрической сети.

6. В графики ограничений потребления электрической энергии (мощности) включаются потребители всех видов (промышленные, коммунально-бытовые, сельскохозяйственные, население).

7. На основании согласованных графиков ограничений, в РДЦ составляется сводный график ограничения субъектов оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) региона, который направляется на утверждение главному диспетчеру Национального диспетчерского центра системного оператора (далее - НДЦ СО).

8. При разработке графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) учитывается сезонное уменьшение или увеличение потребления электрической энергии (мощности). На этот период, в график ограничения потребления электрической энергии (мощности), вносятся дополнительные изменения в объемы нагрузок, подлежащих отключению.

9. При разработке графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) предусматривается и обеспечивается техническая возможность незамедлительного (экстренного) отключения нагрузки потребителей путем прямого отключения электрических линий с питающих центров оперативным персоналом системного оператора, со щитов управления электростанций и потребителей, имеющих диспетчерскую связь с диспетчерским пунктом РДЦ или РЭК и постоянный дежурный персонал.

10. Графики ограничения потребления электрической энергии (мощности) разрабатываются субъектами ОРЭ на период с 1 октября текущего года до 1 октября следующего года в соответствии с требованиями настоящей инструкции и предоставляются на согласование с РДЦ не позднее 1 сентября текущего года, для составления сводного графика ограничения субъектов ОРЭ региона. Сводный график ограничения предоставляется для утверждения в НДЦ СО не позднее 20 сентября текущего года.

11. Внесение изменений и дополнений в графики ограничения потребления проводится на основании анализа данных контрольных режимных измерений нагрузки по присоединениям потребителей, внесенных в эти графики. РДЦ обеспечивается эффективный постоянный контроль над уровнем потребления с тем, чтобы эффективность снижения электропотребления при применении графиков и отключении устройствами противоаварийной автоматики отвечала заданным величинам в процентном отношении к текущему потреблению.

12. В случае несогласования или не предоставления графика ограничений субъектами ОРЭ НДЦ СО вводятся графики ограничений и отключение потребителей по своему усмотрению согласно Правил по предотвращению аварийных нарушений в единой электроэнергетической системе Казахстана и их ликвидации, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 2 февраля 2015 года № 58 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10552). В случае невыполнения оперативных распоряжений по вводу ограничений потребления электрической энергии (мощности) диспетчер НДЦ СО (РДЦ) согласно Закону Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" отключает электроустановки субъектов ОРЭ в точках подключения к национальной электрической сети.

Глава 3. Порядок применения графиков аварийного ограничения

13. Графики ограничений режима потребления электрической энергии (мощности) применяются при внезапном возникновении дефицита производства электрической энергии, перегрузки или угрозе перегрузке электротехнического оборудования, нарушения устойчивости параллельной работы электрических станций, входящих в Единую энергетическую систему Республики Казахстан (далее - ЕЭС РК).

14. График ограничения режима потребления электрической энергии применяется в случае возникновения дефицита топлива.

График ограничения потребления электрической мощности применяется в случае возникновения угрозы нарушения баланса между производством и потреблением электрической мощности (дефицитом мощности).

15. Графиками ограничений предусматривается возможность отключения нагрузки потребителей в объеме не менее 40% мощности, потребляемой в период максимальных нагрузок в целом по региону, в том числе 20% вводимых автоматически действием специальной автоматики отключения нагрузки (далее - САОН) или вручную незамедлительно с разделением на 2 очереди и 20% в течении 10 минут с распределением величины суммарно отключаемой мощности на четыре равные очереди. Пример графика ограничений приведен согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

16. Распределение величин ограничения электрической энергии между субъектами ОРЭ в регионе, производится РДЦ, на основании оценки возможности возникновения дефицита электрической энергии (мощности) в определенных энергоузлах и (или) угрозы возникновения аварийных режимов, в том числе в ремонтных схемах.

17. Графики аварийного ограничения вводятся в действие диспетчерским центром путем выдачи диспетчерских команд и (или) распоряжений.

18. Потребители электрической энергии, в зависимости от технологических особенностей их работы ограничиваются (отключаются) в подаче электрической энергии (мощности) до величины аварийной брони электроснабжения, если аварийная бронь определяется в установленном порядке, согласно Правил и условий об энергоснабжении потребителей, имеющих аварийную бронь, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 245 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11025).

19. При возникновении системной аварии энергоснабжение потребителей осуществляется по разрабатываемым энергопередающими организациями схемам, обеспечивающим поставку электрической мощности для организаций хозяйственной инфраструктуры, в силу технологических причин, нуждающихся в непрерывном энергоснабжении, остановка деятельности которых влечет за собой угрозу жизни людей, а также катастрофические экологические последствия только в размере аварийной брони.

20. При наличии условий и оснований, электросетевая организация самостоятельно вводит в ограничение режимов потребления, согласно Правил пользования электрической энергией, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 25 февраля 2015 года № 143 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10403).

После ввода указанных графиков электросетевая организация сообщает об этом соответствующему диспетчерскому центру системного оператора.

Приложение к методическим указаниям по составлению и применению графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в энергосистеме.

Пример графика ограничений по очередям

Нагрузка, отключаемая действием ПА или немедленно вручную, мега Ватт (далее - МВт)		Нагрузка, отключаемая в течении 10 минут (МВт)				Вся отключаемая нагрузка
1 очередь	2 очередь	3 очередь	4 очередь	5 очередь	6 очередь	Сумма
10%	20%	25%	30%	35%	40%	40%
ПС №1 Л- 111, 112 с Р=20 МВт	ПС №2 Л-113,114 с Р=20 МВт и нагрузка предыдущей очереди всего 40 МВт	ПС №4 Л-115, с Р=10 МВт и нагрузка предыдущей очереди всего 50 МВт	ПС №5 Л-116 с Р=10 МВт и нагрузка предыдущей очереди всего 60 МВт	ПС №5 Л-117 с Р=10 МВт и нагрузка предыдущей очереди всего 70 МВт	ПС №6 Л-118 с Р=10 МВт и нагрузка предыдущей очереди всего 80 МВт	Р=80 МВт

Приложение 32 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по разработке отраслевых циркуляров и противоаварийных предписаний

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по разработке отраслевых циркуляров и противоаварийных предписаний, (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и распространяются на два вида отраслевых распорядительных документов

противоаварийные предписания и отраслевые циркуляры.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) отраслевой (ведомственный) нормативный документ - документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности, или их результаты;

2) распорядительный документ

документ, в котором фиксируется решения административных и организационных вопросов деятельности организации;

3) циркуляр

письмо, направленное из одного источника в несколько адресов;

4) предписание - юридический документ, требующий от человека или определенных органов и должностных лиц присутствия в определенном месте или выполнения определенного действия.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Первостепенной задачей нормативно-технического обеспечения электроэнергетики является обеспечение качественными нормативно-техническими документами, которые применяются субъектами электроэнергетики в целях обеспечения надежной, безопасной и эффективной эксплуатации энергетических объектов и способствуют устойчивому развитию отрасли.

4. Распорядительные документы входят в систему организационно-распорядительных документов, которые составляются из приказов, указаний, предписаний, циркуляров, решений, распоряжений.

5. Отраслевые циркуляры выпускаются по вопросам изменения технологии производства, устранения выявленных конструктивных недостатков оборудования и принятии оперативных мер к нормализации его работы.

6. Противоаварийные предписания выпускаются по вопросам совершенствования работы с персоналом, охраны труда, выполнения эксплуатационных, противоаварийных и противопожарных мероприятий, применения наиболее эффективных средств и методов работы.

7. Содержащиеся в циркуляре новые требования к проектированию и эксплуатации энергетического оборудования, охране окружающей среды, технике безопасности. Соблюдение этих требований предусматривается постоянно, в последующем оформляются изменениями к действующим отраслевым распорядительным документам.

Глава 2. Разработка документов

8. Разработка отраслевых распорядительных документов производится на основании утвержденных планов (графиков) разработки и пересмотра отраслевых документов, поручений вышестоящих организаций, а также по инициативе вышестоящих организаций согласно, ГОСТ 7.83-2001 "Электронные издания. Основные виды и выходные сведения".

9. Источник финансирования разработки вышестоящими организациями отраслевых распорядительных документов определяется на стадии утверждения технического задания (технической программы).

10. В целях достижения организационно-методического единства при разработке отраслевых распорядительных документов устанавливаются стадии разработки:

1) первая стадия

утверждение технического задания на разработку документации поставленными целями, для которых он утверждается;

2) вторая стадия

подбор команды разработчиков документа, исходя из специфики документа, уровня квалификации и опыта работы специалистов, привлекаемых к разработке документа;

3) третья стадия

разработка первой редакции отраслевого распорядительного документа и рассылка его на отзыв в организации, для которых он предназначен со сроком отзыва не менее 10 дней, далее отработка отзывов, разработка окончательной редакции проекта отраслевого распорядительного документа.

11. Правила выдачи предписаний, утвержденные приказом Заместителя Премьер-Министра Республики Казахстан

Министра индустрии и новых технологий Республики Казахстан от 28 сентября 2012 года № 351 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8052).

Глава 3. Обозначение документов

12. Обозначение (кодовая нумерация) предписания состоит из индекса, порядкового номера и года выпуска документа, разделенными дефисами.

13. Для предписаний устанавливаются следующие индексы:

1) ПП - предписания по вопросам совершенствования эксплуатации технологического оборудования и установок, организации работы с персоналом, предотвращения аварий и их последствий;

2) ПТ - предписания по вопросам охраны труда, совершенствования безопасных методов работы и предотвращения травматизма в электроэнергетике;

3) ПБ - предписания по вопросам совершенствования противопожарной защиты объектов электроэнергетики, организации работы с персоналом по пожарной безопасности, предотвращения пожаров и их последствий.

Пример обозначения (регистрационного номера) предписания:

ПП-01-2015,

где

ПП - индекс предписания;

01 - очередной порядковый номер каждого из предписаний (ПП, ПТ, ПБ), выпущенных с начала года;

2015 - год выпуска предписания.

14. Обозначение (кодовая нумерация) циркуляра состоит из разделенных дефисами индекса вида документа (Ц), очередного порядкового номера каждого из циркуляров, выпущенных с начала года, и года выпуска циркуляра. В обозначении циркуляра допускается присвоение (в скобках) индексов "Э" или "Т" (электротехнической или теплотехнической тематики).

Например, циркуляр по теплотехнической тематике, выпущенный первым в 2016 году, имеется обозначением Ц-01-2016(Т).

Глава 4. Тиражирование и распространение документов

15. Распространение в отрасли рассматриваемых в настоящих Методических указаниях документов осуществляется разработчиком документов:

1) с помощью электронных средств связи через электронный фонд нормативных документов;

2) на бумажных носителях.

16. Срок тиражирования не превышает для противоаварийных предписаний и отраслевых циркуляров 1,5 месяца со дня их подписания.

17. Исполнителями документов производится рассылка по электронной почте согласно специальным спискам, а также тиражирование документа на бумажных носителях в том количестве экземпляров, которое определено списком. Срок доведения документа до адресата по электронной почте не превышается одного месяца со дня утверждения документа.

18. Тиражирование документа на бумажных носителях сверх количества, определенного списком, а также рассылка его по электронной почте организациям и предприятиям, не включенным в список, производится за счет предприятий и организаций.

Глава 5. Требования к изложению разрабатываемых документов

19. При изложении текста документа применяются термины, определения и обозначения, установленные действующими государственными и отраслевыми стандартами согласно ГОСТ 7.32 - 2001 "Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и оформления".

20. В документе имеется заголовок, кратко отражающий его содержание.

21. Текст отраслевого циркуляра и противоаварийного предписания состоит из двух частей - констатирующей и распорядительной.

В констатирующей части излагаются причины или обоснования цели выпуска циркуляра и предписания.

В распорядительную часть включаются:

1) исполнители задания;

2) выполняемые мероприятия со сроком их исполнения, с указанием раздела, главы или пункта действующих правил или другого нормативного документа.

22. Распорядительная часть циркуляра или предписания начинается после слова "обязывает".

23. При составлении распорядительной части циркуляра и предписания не применяются обороты "усилить", "ускорить", "принять меры", "принять к исполнению" и не включаются неконтролируемые поручения без срока исполнения.

24. Текст распорядительной части циркуляра и предписания разбивается на пункты и подпункты, обозначаемые арабскими цифрами, например: 1, 2 и так далее или 3.1, 3.2 и так далее.

Каждый пункт начинается с абзаца и пишется с прописной буквы.

25. В пунктах распорядительной части документа содержатся задания по конструктивным изменениям или замене отдельных элементов оборудования (устройств, систем), изменению схем, дополнительному оснащению или проведению других мероприятий на конкретном оборудовании, не предусмотренных требованиями действующих нормативных документов, поручения конкретным организациям-исполнителям по разработке и выпуску изменений действующих отраслевых нормативных документов.

26. В распорядительную часть циркуляров не вносятся задания, для выполнения которых требуются дополнительные крупные или специальные инвестиционные вложения.

27. При необходимости на документе указывается срок действия.

При определении сроков исполнения избегаются применения выражений "постоянно", "периодически", "регулярно".

28. Если для выполнения задания необходимы режимные мероприятия (останов оборудования, вывод его в ремонт и так далее), то срок исполнения указывается с учетом проведения этих мероприятий, например: "в ближайший капитальный ремонт".

29. Действие циркуляра и предписания прекращается по окончании установленного срока действия или при выходе другого распорядительного документа по этому вопросу.

30. Действие выпущенных ранее документов пересматривается при выпуске очередного сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем.

Глава 6. Требования к оформлению документов

31. Циркуляр выпускается с реквизитами:

1) заголовок (краткое содержание и цель выпуска);

2) срок действия (при необходимости);

3) подписи руководителей организации, подготовивших циркуляр;

4) фамилию и телефон исполнителя;

5) список рассылки.

32. Предписания выпускается с реквизитами:

1) заголовок (краткое содержание и цель выпуска);

2) срок действия (при необходимости);

3) подписи руководителей организаций, подготовивших документ;

4) фамилию и телефон исполнителя;

5) список рассылки.

33. Форма предписания приведена в ГОСТ 7.32 - 2001 "Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и оформления".

Приложение 33 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях

1. Настоящая Методика расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) электрическая машина - электротехническое устройство, предназначенное для преобразования энергии на основе электромагнитной индукции и взаимодействия магнитного поля с электрическим током, содержащее, по крайней мере, две части, участвующие в основном процессе преобразования и имеющие возможность вращаться или поворачиваться относительно друг друга;

2) электростанция

энергетический объект, предназначенный для производства электрической и тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

3) водород - бесцветный горючий газ без запаха.

Примечание: Плотность водорода при нормальных условиях равна 0,09 килограмм/кубический метр (далее - кг/м³), плотность по воздуху - 0,07 кг/м³, теплота сгорания

28670 килокалорий/килограмм, минимальная энергия зажигания - 0,017 мега Джоуль. С воздухом и кислородом образует взрывоопасную смесь.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Для охлаждения электрических машин (генераторов и синхронных компенсаторов) на тепловых электростанциях, теплоэлектроцентралях, гидроэлектростанциях или других промышленных объектах в диапазоне установленной мощности агрегатов от 30 до 300 мегаватт (далее

МВт) применяется водород в системах косвенного (поверхностного) или непосредственного (внутреннего) охлаждения обмоток статора и ротора, что позволяет повысить коэффициент полезного действия электрической машины по сравнению с воздушным охлаждением.

4. Для выработки водорода в водородном хозяйстве всех электростанций используются электролизеры, после которых водород поступает в водородные ресиверы, где накапливается для последующей подачи в генераторы для эксплуатационных продувок, подпиток или заполнения газового объема генератора после ремонта.

5. Чистота водорода, вырабатываемого электролизной установкой, высокая, не ниже 99 %, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее

Правила технической эксплуатации).

6. В генераторах требования по чистоте водорода немного ниже и составляют от 95 до 98 % для различных типов генераторов, согласно Правилам технической эксплуатации.

Для поддержания заданной частоты водорода периодически производится продувка газового объема генератора со сбросом водорода в атмосферу, также в атмосферу иногда выполняется сброс избыточного давления в ресиверах хранения водорода, которое меняется в зависимости от температуры наружного воздуха, для предотвращения отключения электролизной действием защиты по повышению давления водорода.

7. При плановом или неплановом выводе генератора или других элементов водородного хозяйства электростанции в ремонт производится сброс водорода в атмосферу путем его вытеснения углекислотой, азотом или аргоном. Нормируют суточную утечку водорода в каждом генераторе не более 5%, а также суточный расход с учетом продувок не более 10 %, от общего количества газа в генераторе при рабочем давлении, согласно Правилам технической эксплуатации. Первая норма 5%, жестко контролируется на электростанциях, так как связана с качеством работы масляных уплотнений генератора -плотностью газоохладителей и газовой плотностью арматуры и трубопроводов водородного хозяйства. Вторая величина 10 %, фактически не контролируется, так как не требуется останова основного оборудования и влияет только на величину затрат электроэнергии на собственные нужды. Фактический суточный расход водорода превышает плановый.

7. Все работающие и находящиеся в резерве на электростанции генераторы находятся под рабочим давлением водорода, величина суточного расхода водорода на электростанции получается значительной. Например, для теплоэлектроцентрали, на которой имеются четыре генератора (два ТВ-60 и два ТВФ-60 и ТВФ-120), эксплуатируются два электролизера типа СЭУ-4М, номинальной производительностью водорода 2 кубических метра/час (далее - м³/ч) и максимальной производительностью - 4 м³/ч. Согласно расчетных данных, исходя из газовых объемов генераторов и рабочего давления водорода в них, суточный расход водорода на электролизной составляет 2 м³/ч, фактически в летнее время находиться в работе 1 электролизер, а в зимнее время 2 электролизера с номинальной нагрузкой. Фактический суточный расход водорода составляет около 3 м³/ч, из которого только 1 м³/ч расхода приходиться на восполнение неплановой утечки водорода в нормируемых границах 5%. Поэтому расход водорода, который бесцельно выбрасывается в окружающую среду, в данном случае составляет около 2 м³/ч.

8. Количество водорода, необходимого для заполнения газовой системы охлаждения 2,5 - 3 от объема газовой системы.

9. Минимальный запас водородных баллонов для перевода генератора на водородное охлаждение указывается для каждого генератора в инструкциях завода-изготовителя, по эксплуатации системы охлаждения генератора.

Пример, для генератора мощностью 150 МВт минимальное количество водородных баллонов составляет 120 (емкость баллона 40 литров).

10. Промежуточный газ при переходе на работу с воздушным охлаждением вытесняется сжатым воздухом, который подается в корпус генератора от компрессора через фильтр-осушитель, установленный на газовом посту. Чистота водорода в баллонах соответствует не менее 99,5%.

11. Водород расходуется на пополнение утечек и продувку для поддержания необходимой чистоты газа, а также на заполнение корпуса генератора при проведении переходных режимов. Нормы расхода для поддержания заданной чистоты водорода приведены в таблице 1 согласно приложению к настоящей Методике.

12. Расход водорода на проведение переходных режимов приведен в таблице 2 согласно приложению к настоящей Методике и определен из расчета необходимости двух заполнений каждого генератора в год при неподвижном роторе.

13. Суточная утечка водорода в генераторе, определенная по формуле (1), соответствует не более 5%, а суточный расход с учетом продувок для поддержания чистоты водорода, согласно пункту 17 настоящей Методики - не более 10% от общего количества газа в машине при рабочем давлении.

14. Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе соответствует не более 5% общего количества газа в нем.

15. Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле:

, (1)

где Р_н и Р_к - абсолютное давление в системе водородного охлаждения в начале и в конце испытания, МПа;

_н и

_к - температура воздуха в корпусе генератор в начале и конце испытания, градус Цельсия (далее

^оС).

Вычисленная по формуле (1) суточная утечка воздуха не превышает 1,5%.

16. В поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объему не более 0,5%.

17. Содержание водорода в охлаждающем газе в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением обмоток и синхронных компенсаторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением не менее 98%, в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 50 кило Паскаль (далее

кПа) и выше - 97%, при избыточном давлении водорода до 50 кПа - 95%.

18. Содержание кислорода в газе у турбогенераторов с водородным охлаждением всех типов и синхронных компенсаторов, не превышает при эксплуатации 1,2%, а при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта при чистоте водорода 98 и 97% - соответственно 0,8 и 1,0%, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки - не более 2%.

19. В газовой системе турбогенератора, в которой происходит постоянная циркуляция газа (корпус генератора, трубопроводы осушителя, импульсные трубки газоанализатора), проверяется его влажность. При этом температура точки росы водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении ниже, чем температура воды на входе в газоохладители, но не выше 15

С.

20. Температура точки росы воздуха в корпусе турбогенератора с полным водяным охлаждением не превышается значения, указанного в инструкции завода-изготовителя.

Приложение к Методике расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях

Таблица 1.

Нормы расхода водорода для поддержания заданной чистоты

Серия или тип генератора	Номинальная мощность, МВт	Тип уплотняющих устройств	Избыточное давление водорода, атм.	Норма расхода водорода, не более
				Кубический метр/сутки (далее - м3/сут)	Кубический метр/год (далее - м3/г)	Баллонов в год (40 литров, 150 атм)
ТВ2, ТГВ, ТВС	30	Торцовый	До 1	7	2450	410
ТВ, ТВ2 с косвенным охлаждением	50-100	Кольцевой и торцевой	До 1,5	12	4200	700
ТВФ с форсированным водородным охлаждением	60-100	Торцевой	До 2	15	5300	880
ТВ2 с косвенным охлаждением	150	Кольцевой и торцевой	До 1,5	20	7000	1160
ТВФ и ТВВ с форсированным и непосредственным водородным охлаждением	150 - 200	Торцевой	До 3	20	7000	1160
ТГВ -200 с непосредственным водородным охлаждением	200	Торцевой	3	40	14000	2340

*Норма расхода водорода дана из условия необходимости поддержания чистоты водорода в генераторах:

1) серия ТВФ, ТВВ и ТГВ (исключая ТГВ-25) - не ниже 98%;

2) с косвенным охлаждением при давлении до 0,5 - 1 атм. - не ниже 97%;

3) при давлении до 0,5 атм. Не ниже 95%.

Таблица 2.

Расход водорода на проведение переходных режимов

Тип генератора	Объем корпуса с вставленным ротором, кубический метр (далее - м3)	Избыточное давление водорода, атмосфер	Расход водорода на одно заполнение, м3	Количество заполнений в год	Расход водорода для заполнения генераторов
					м3/г	Баллонов в год (40 литров, 150 атмосфер)
ТВ2-30-2 ТВС-30 ТГВ-25	26	1	70	2	140	24
ТВ-50-2 ТВ-60-2	50	2	175	2	350	58
ТВФ-60 ТВФ-100	50	2	175	2	350	58
ТВ-100-2	70	1	175	2	350	58
ТВ2-100-2	65	1,5	195	2	390	65
ТВ2-150-2	100	1,5	300	2	600	100
ТВВ-165-2	53	3	240	2	480	80
ТВВ-200-2	56	3	250	2	500	84
ТВВ-320-2	87	3	392	2	784	131
ТВФ-200-2	80	2	280	2	560	94
ТГВ-200	70	3	315	2	630	105
ТГВ-300	75	3	340	2	680	113
ТВВ-500-2	100	4,5-5	450	2	900	150

Приложение 34 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода углекислого газа на тепловых электростанциях

1. Настоящая Методика расчета норм расхода углекислого газа на тепловых электростанциях (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

9) электрическая машина - электротехническое устройство, предназначенное для преобразования энергии на основе электромагнитной индукции и взаимодействия магнитного поля с электрическим током, содержащее, по крайней мере, две части, участвующие в основном процессе преобразования и имеющие возможность вращаться или поворачиваться относительно друг друга;

10) генератор

вращающаяся электрическая машина, предназначенная для преобразования механической энергии в электрическую;

11) электростанция

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

12) углекислый газ (CO₂)

это бесцветный, не имеющий запаха, негорючий и слабокислотный сжиженный газ.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Наряду с положительными свойствами водорода как охлаждающего рабочего тела он имеет и отрицательные свойства. Главным отрицательным свойством водорода является его взрывоопасность. Смесь водорода с воздухом взрывоопасна. Поэтому заполнение корпуса генератора водородом или воздухом производится путем полного вытеснения воздуха или водорода каким-то третьим промежуточным газом. В качестве такого промежуточного газа используется углекислый газ.

4. Длительная работа генератора на углекислом газе не допускается, он вступает в соединение с влагой, которая всегда имеется в корпусе генератора. Продукт реакции углекислоты с влагой откладывается на частях генератора и загрязняет детали, ухудшая отвод тепла от генератора. Углекислый газ применяется только для вытеснения воздуха и водорода из корпуса во время пуска и остановки генератора.

5. При заполнении системы охлаждения водородом углекислый газ полностью вытесняется из корпуса генератора. При остановке генератора на ремонт водород, заполняющий корпус, вытесняется углекислым газом, а последний в свою очередь вытесняется воздухом.

6. Баллоны с углекислым газом и водородом устанавливаются на газовом посту системы охлаждения генератора. Промежуточный газ при переходе на работу с воздушным охлаждением вытесняется сжатым воздухом, который подается в корпус генератора от компрессора через фильтр-осушитель, установленный также на газовом посту. Чистота углекислого газа при его объемном содержании не менее 98%, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

7. Количество углекислого газа, необходимого для вытеснения воздуха из системы, составляет около 2,0 - 2,5 от объема газовой смеси.

8. Минимальный запас углекислотных баллонов для перевода генератора на водородное охлаждение указывается для каждого генератора в инструкциях по эксплуатации системы охлаждения генератора.

Пример, для генератора мощностью 150 мегаватт (далее

МВт) минимальное количество углекислотных баллонов составляет 50 (емкость баллона 40 литров).

9. Заполнение системы охлаждения генератора газом производится по специальной инструкции, которая устанавливает последовательность и продолжительность всех операций по заполнению корпуса газом и порядок проведения анализов на процентное содержание газа в системе охлаждения.

Процесс вытеснения водорода или воздуха из корпуса генератора является продолжительным и занимает, например, для турбогенератора мощностью 100 МВт около 5 - 6 часов, а у генераторов мощностью 200 МВт 10 - 11 часов.

10. Углекислый газ применяется на электростанциях в качестве промежуточной среды при вытеснении воздуха водородом и водорода воздухом.

11. При двух вытеснениях водорода и воздуха в год нормы расхода углекислого газа генераторов приведены согласно таблице приложения к настоящей Методике.

Приложение к Методике расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях

Нормы расхода углекислого газа

Тип генератора	Объем корпуса и газопроводов, кубический метр (далее -м3)	Норма расхода углекислого газа, не более
		Кубический метр/год (далее - м3/г)	Килограмм/год (далее - кг/г)	Баллонов в год (40 литров)
ТВС-30, ТГВ-25, ТВ2-30-2	26	168	336	34
ТВ-50-2, ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2	50	300	600	60
ТВ2-100-2	65	390	780	78
ТВ-100-2	70	420	840	84
ТВ2-150-2	100	600	1200	120
ТВВ-165-2	53	315	630	63
ТВВ-200-2	56	335	670	67
ТВВ-320-2	87	522	1044	105
ТВФ-200-2	80	480	960	96
ТГВ-200	70	420	840	84
ТГВ-300	75	450	900	90
ТВВ-500-2	100	600	1200	120

Примечание. При определении потребности в углекислом газе генераторов необходимо учитывать дополнительный расход на выполнение переходных режимов.

Приложение 35 приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по обслуживанию устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по обслуживанию устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и применяются для обеспечения надежного функционирования устройств релейной защиты и автоматики (далее

РЗА) тепловых электростанций.

2. Для устройств РЗА и аппаратуры других типов, не рассматриваемых в настоящих Методических указаниях, работы по техническому обслуживанию (далее

ТО) проводятся в соответствии с указаниями изготовителей и с учетом основных положений настоящих Методических указаний.

3. Период эксплуатации или срок службы устройства до списания определяется моральным либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным. В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входят, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надежности этапы: период приработки (начальный период эксплуатации), период нормальной эксплуатации (период, в котором параметр потока отказов является практически постоянным) и период износа (период деградации, в котором параметр потока отказов начинает возрастать).

4. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) работоспособное состояние

состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;

2) отказ

это событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта;

3) параметр потока отказов

это вероятное количество отказов в единицу времени;

4) постепенный отказ

результат постепенного изменения одного или нескольких параметров объекта или состояния его элементов из-за протекания различных механических, физических и химических процессов с течением времени эксплуатации;

5) внезапный отказ

скачкообразное изменение значений одного или нескольких параметров объекта;

6) приработочный отказ

отказ, происходящий в начальный период эксплуатации, вызванный недостатками технологии производства и недостаточным контролем качества комплектующих изделий и объектов в целом при их изготовлении. Для устройств РЗА причинами приработочных отказов могут быть также ошибки при монтаже и наладке, некачественное проведение наладки. Для микропроцессорных (далее

МП) устройств защиты причинами приработочных отказов могут быть ошибки конфигурирования, либо ошибки внутреннего программного обеспечения терминалов, не выявленные в ходе заводских испытаний и наладочных испытаний устройств.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Виды технического обслуживания устройств РЗА

5. Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания устройств РЗА и автоматики:

1) проверка при новом включении (далее

Н) (наладка);

2) первый профилактический контроль (далее

К1);

3) профилактический контроль (далее

К);

4) профилактическое восстановление (ремонт) (далее

В);

5) тестовый контроль (далее

ТК);

6) опробование (далее

О);

7) технический осмотр (далее

ОСМ).

6. Кроме того, в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внепланового технического обслуживания:

1) внеочередная проверка;

2) послеаварийная проверка.

7. Проверки при новом включении устройств РЗА, в том числе вторичных цепей, измерительных трансформаторов и элементов приводов коммутационных аппаратов, относящихся к устройствам РЗА, проводятся:

1) перед включением вновь смонтированных устройств;

2) после реконструкции действующих устройств, связанной с установкой новой дополнительной аппаратуры, переделкой находящейся в работе аппаратуры, или после монтажа новых вторичных цепей.

8. Если проверка при новом включении проводилась сторонней наладочной организацией, включение новых и реконструированных устройств без приемки их персоналом РЗА эксплуатирующей организации не допускается.

9. Задачей технического обслуживания в период приработки с учетом особенностей РЗА является как можно более быстрое выявление приработочных отказов и предотвращение отказов функционирования по этой причине.

10. Для устройств РЗА приработочные отказы наиболее характерны в начальный период эксплуатации. В остальные межремонтные периоды они возникают значительно реже.

11. Период приработки устройства РЗА начинается с проведения наладочных работ перед включением устройства в эксплуатацию, которые при тщательном их выполнении обеспечивают выявление и устранение большей части приработочных отказов.

12. Однако всегда имеется вероятность, что какие-то дефекты не будут обнаружены или появятся после проведения наладки. Кроме того, при наладке могут не проявиться скрытые дефекты элементов, которые выявятся спустя некоторое время после ввода устройства в эксплуатацию. К ним могут быть отнесены, например, ослабленная межвитковая изоляция обмоток реле и трансформаторов, наличие надломов в проволочных сопротивлениях, скрытые дефекты в радиоэлектронной и МП аппаратуре.

13. Таким образом, с окончанием наладочных работ и вводом устройства в эксплуатацию период приработки не может считаться законченным. Необходимо проведение через некоторое время после наладки еще одной проверки, после которой, с достаточно большой вероятностью, можно считать, что приработочные отказы выявлены и устранены. Такая проверка названа первым профилактическим контролем. Срок проведения этого контроля определяется, в основном, двумя противоречивыми факторами. С одной стороны, необходимо некоторое время для проявления скрытых дефектов и, следовательно, чем больше это время, тем вероятнее их проявление. С другой стороны, с увеличением интервала между включением устройства в эксплуатацию и первым профилактическим контролем увеличивается вероятность отказа функционирования устройства.

14. Задачей технического обслуживания в период износа является своевременное профилактическое восстановление или замена изношенных элементов устройства с тем, чтобы предотвратить резкое возрастание параметра потока отказов. Соответствующий вид технического обслуживания с учетом ремонтопригодности подавляющего большинства элементов устройств РЗА назван профилактическим восстановлением.

15. Периодичность профилактического восстановления устройства определяется периодичностью восстановления его элементов, которая, в свою очередь, определяется ресурсом этих элементов. Ресурс различных элементов неодинаков, однако, учитывая специфику условий эксплуатации устройств РЗА, приходится совмещать сроки профилактических восстановлений разных элементов, подверженных различным по скорости процессам старения (износа).

16. Периодичность профилактического восстановления устройства РЗА целесообразно определять ресурсом большей части аппаратуры и элементов этого устройства.

17. Для быстроизнашивающихся электромеханических реле (имеющих малый ресурс) восстановление проводится также и при проведении очередного профилактического контроля.

18. Задачей технического обслуживания в период нормальной эксплуатации, то есть между двумя восстановлениями, является выявление и устранение возникших отказов и изменений параметров устройства с целью предотвращения возможных отказов функционирования. Соответствующие виды технического обслуживания называются профилактическим контролем и тестовым контролем.

19. Профилактический контроль заключается в проверке работоспособности всего устройства РЗА.

20. Тестовый контроль как дополнительный вид технического обслуживания применяется для микроэлектронных устройств, имеющих соответствующие встроенные средства. При тестовом контроле осуществляются, как правило, проверка работоспособности части устройства.

21. Периодичность профилактического и тестового контроля определяется рядом факторов:

1) параметром потока отказов;

2) параметром потока требований к функционированию;

3) ущербом от отказа функционирования устройства РЗА;

4) затратами на проведение профилактического контроля;

5) вероятностью ошибок персонала в процессе проведения профилактического контроля.

22. Кроме профилактического контроля, в период нормальной эксплуатации предусмотрено, при необходимости, проведение периодических опробований.

23. Назначением периодических опробований является дополнительная проверка работоспособности наименее надежных элементов устройств РЗА: реле времени с часовым механизмом, технологических датчиков, приводов коммутационных аппаратов (исполнительных механизмов).

24. При частичном изменении схем или реконструкции устройств РЗА, при восстановлении цепей, нарушенных в связи с ремонтом основного оборудования, при необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств, проводятся внеочередные проверки. Внеочередная проверка выполняется также при изменении параметрирования МП терминала РЗА (изменении конфигурации, уставок и так далее).

25. Послеаварийные проверки проводятся для выяснения причин неправильных действий устройств РЗА.

26. Периодически проводятся внешние технические осмотры аппаратуры и вторичных цепей, проверка положения переключающих устройств и испытательных блоков.

Глава 3. Периодичность технического обслуживания устройств РЗА

27. Все устройства РЗА, включая вторичные цепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам РЗА, периодически подвергают техническому обслуживанию.

28. В зависимости от типа устройств РЗА и условий их эксплуатации в части воздействия различных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен от трех до восьми лет.

29. Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течении которого выполняются в определенной последовательности установленные виды технического обслуживания, предусмотренные настоящими Методическими указаниями.

30. Для устройств РЗА цикл технического обслуживания принят равным восьми годам для устройств на электромеханической элементной базе и микропроцессорных устройств и шести годам

для устройств на микроэлектронной базе.

31. Цикл технического обслуживания определяется в зависимости от ресурсов и условий эксплуатации всех элементов, обеспечивающих надежную работу устройств РЗА (измерительных цепей, цепей оперативного тока высокочастотного (далее

ВЧ) приемопередатчика и так далее).

32. Для устройств РЗА подстанций цикл технического обслуживания также зависит от категорий помещений, в которых они установлены:

1) к I категории относятся сухие отапливаемые помещения с наличием незначительной вибрации и запыленности, в которых отсутствуют ударные воздействия (щиты управления, релейные щиты);

2) помещения II категории характеризуются большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, незначительной вибрацией, наличием одиночных ударов, возможностью существенного запыления (панели распределительного устройства собственных нужд (далее

РУСН) 0,4 киловольт (далее

кВ), релейные отсеки комплектного распределительного устройства (далее

КРУ) 6-10 кВ);

3) помещения III категории характеризуются наличием постоянной большой вибрации (зоны вблизи вращающихся машин).

33. Цикл технического обслуживания устройств РЗА в зависимости от категории помещения, где установлено устройство, принят равным соответственно восьми, шести и трем годам.

34. Цикл технического обслуживания расцепителей автоматических выключателей всех типов принят равным шести годам.

35. Продолжительность циклов технического обслуживания устройств РЗА решением главного инженера предприятия может быть увеличена или сокращена в зависимости от конкретных условий эксплуатации с момента ввода в работу, фактического состояния каждого конкретного устройства, и квалификации обслуживающего персонала РЗА.

36. Допускается, с целью совмещения проведения технического обслуживания устройств РЗА с ремонтом основного оборудования, перенос запланированного вида технического обслуживания на срок до двух лет. При этом сроки испытаний вторичных цепей согласуются со сроками текущих ремонтов основного оборудования.

37. При трехлетней продолжительности цикла технического обслуживания профилактический контроль между профилактическими восстановлениями, как правило, не проводится.

38. Первый профилактический контроль устройств РЗА, дистанционного управления и сигнализации проводится через 10-15 месяцев после ввода устройства в эксплуатацию.

39. Для таких устройств вторичных соединений, как дистанционное управление, сигнализация, блокировка, проводятся профилактические восстановления, опробования и осмотры с периодичностью, установленной для соответствующих устройств РЗА.

40. Тестовый контроль для устройств на микроэлектронной базе проводится не реже одного раза в 12 месяцев.

41. Для устройств РЗА на микроэлектронной базе встроенными средствами тестового контроля, как правило, предусматривается тренировка перед первым включением в эксплуатацию. Тренировка заключается в подаче на устройство на 3-5 суток оперативного тока и, при возможности, рабочих токов и напряжений; устройство при этом включается с действием на сигнал. По истечении срока тренировки производят тестовый контроль устройства, и при отсутствии каких-либо неисправностей устройство РЗА перевести на отключение.

42. При невозможности проведения тренировки первый тестовый контроль проводят в срок до 2 недель после ввода в эксплуатацию.

43. Периодичность технических осмотров аппаратуры и вторичных цепей устанавливается персоналом РЗА в соответствии с местными условиями, но не реже 2 раз в 1 год.

44. Опробование устройств автоматического включения резерва (далее

АВР) вводов питания собственных нужд (далее

СН) проводится оперативным персоналом не реже одного раза в год.

45. Необходимость и периодичность проведения опробований других устройств РЗА, определяется местными условиями, и утверждаются решением главного инженера предприятия.

46. Правильная работа устройств в трехмесячный период до намеченного срока может быть засчитана за проведение очередного опробования.

47. Периодичность проведения предусмотренных настоящими Методическими указаниями видов технического обслуживания приведена в таблице 1 в приложении к настоящим Методическим указаниям.

48. Указанные в таблице 1 в приложения к настоящим Методическим указаниям циклы технического обслуживания относятся к периоду эксплуатации устройств РЗА в пределах полного срока службы. Техническими условиями на устройства РЗА на электромеханической и микроэлектронной базе средний полный срок службы установлен равным 12 годам. Срок службы МП устройств РЗА, определяемый технической документацией изготовителей МП терминалов, установлен равным 20 годам.

49. По опыту эксплуатации фактический срок службы устройств РЗА на электромеханической элементной базе, при нормальных условиях эксплуатации и проведении установленного технического обслуживания, составляет не менее 25 лет. По микроэлектронным устройствам указанный срок составляет не менее 12 лет. По МП устройствам РЗА фактический срок службы не определен ввиду недостаточного опыта их использования.

50. Эксплуатация устройств РЗА сверх установленных сроков службы возможна при удовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этих устройств и, при необходимости, сокращении цикла технического обслуживания.

Глава 4. Программы работ при техническом обслуживании устройств РЗА

51. Программы составлены на все виды планового технического обслуживания устройств РЗА. Программы являются общими для всех устройств РЗА и определяют последовательность и объемы работ при проверках этих устройств.

Параграф 1. Новое включение

52. Подготовительные работы включают:

1) подготовку необходимой документации (принятых к исполнению схем, заводской документации на реле и оборудование, инструкций, форм протоколов, уставок защит и автоматики, программ);

2) подготовку испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструмента;

3) допуск к работе;

4) отсоединение всех цепей связи на рядах зажимов проверяемого устройства (панели, шкафа) с другими устройствами.

53. При внешнем осмотре производится чистка кожухов аппаратуры, монтажных проводов и рядов зажимов от пыли.

54. При осмотре проверяются:

1) выполнение требований согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) и Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851) и других руководящих документов, относящихся к налаживаемому устройству и к отдельным его узлам, и соответствие проекту установленной аппаратуры и контрольных кабелей;

2) надежность крепления и правильность установки панели, шкафа, ящика, аппаратуры;

3) отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;

4) качество окраски панелей, шкафов, ящиков и других элементов устройства;

5) состояние монтажа проводов и кабелей, контактных соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шинок, шпильках реле, испытательных блоках, резисторах, и надежность паек всех элементов;

6) правильность выполнения концевых разделок контрольных кабелей, уплотнений проходных отверстий;

7) состояние уплотнений дверок шкафов, кожухов, вторичных выводов трансформаторов тока и напряжения и так далее;

8) состояние и правильность выполнения заземлений цепей вторичных соединений и металлоконструкций;

9) состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;

10) наличие и правильность надписей на панелях, шкафах, ящиках и аппаратуре, наличие и правильность маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.

55. Проверка соответствия проекту смонтированных устройств, включает:

1) фактическое исполнение соединений между кассетами, блоками, модулями, реле, переключателями и другими элементами на панелях, в шкафах, ящиках с одновременной проверкой правильности маркировки;

2) фактическое исполнение всех цепей связи между проверяемым устройством и другими устройствами РЗА, управления, сигнализации. Одновременно проводится проверка правильности маркировки жил кабелей.

56. При внутреннем осмотре и проверке механической части аппаратуры производятся:

1) проверка состояния уплотнения кожухов и целостности стекол;

2) проверка наличия и целостности деталей, правильности их установки и надежности крепления;

3) чистка от пыли и посторонних предметов;

4) проверка надежности контактных соединений и паек (которые можно проверить без разборки элементов, узла);

5) проверка затяжки болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;

6) проверка состояния изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;

7) проверка состояния контактных поверхностей;

8) проверка механических характеристик аппаратуры (люфтов, зазоров, провалов, растворов, прогибов и пр.).

57. Предварительная проверка сопротивления изоляции состоит из измерения сопротивления изоляции отдельных узлов устройств РЗА (трансформаторов тока и напряжения, приводов коммутационных аппаратов, контрольных кабелей, панелей защит и так далее).

58. Измерение производится мегаомметром на 1000 вольт (далее

В):

1) относительно земли;

2) между отдельными группами электрически не связанных цепей (тока, напряжения, оперативного тока, сигнализации);

3) между фазами в токовых цепях, где имеются реле или устройства с двумя и более первичными обмотками;

4) между жилами кабеля газовой защиты;

5) между жилами кабеля от трансформаторов напряжения до автоматических выключателей или предохранителей.

59. Проверка взаимодействия элементов устройства выполняется при напряжении оперативного тока, равном 0,8 номинального значения. Правильность взаимодействия реле защиты и автоматики, управления и сигнализации проверяется в соответствии с принципиальной схемой при срабатывании или возврате реле (от руки).

60. Обратить особое внимание при проверке на:

1) отсутствие обходных цепей;

2) правильность работы устройства при различных положениях накладок, переключателей, испытательных блоков, рубильников и так далее;

3) исключение возможности воздействия на устройства и коммутационные аппараты других присоединений.

61. Для устройств на микроэлектронной базе проверка взаимодействия элементов производится с помощью устройства тестового контроля.

62. После окончания проверки производится подключение жил кабелей, связывающих проверяемое устройство с другими устройствами, к рядам зажимов проверяемого устройства, за исключением цепей связи с устройствами, находящимися в работе. Подключаемые жилы кабелей с противоположной стороны отключают.

63. Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме производятся при закрытых кожухах, крышках, дверцах и так далее.

64. До и после испытания электрической прочности изоляции производится измерение сопротивления изоляции мегаомметром на 1000 В относительно земли каждой из групп электрически не связанных цепей вторичных соединения. Испытание электрической прочности изоляции производится напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин относительно земли.

65. Комплексная проверка устройств проводится при номинальном напряжении оперативного тока при подаче на устройство параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройств при закрытых кожухах реле, при этом возможность воздействия на другие устройства РЗА и коммутационные аппараты исключается.

66. При комплексной проверке производится измерение полного времени действия каждой из ступеней устройства, в том числе по цепям ускорения, и проверяется правильность действия сигнализации.

67. Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются на все ступени и фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства и соответствуют нижеприведенным:

1) для защит максимального действия

0,9 и 1,1 от уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия

ток или напряжение, равные 1,3 уставки срабатывания.

68. Для защит с зависимой характеристикой проверяются две-три точки характеристики.

69. Для токовых направленных защит подается номинальное напряжение с фазой, обеспечивающей срабатывание реле направления мощности.

70. Для дифференциальных защит ток подается поочередно в каждое из плеч защиты;

1) для защит минимального действия

1,1 и 0,9 от уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях; для контроля времени действия

ток или напряжение, равные 0,8 уставки срабатывания.

71. Для дистанционных защит временная характеристика снимается для значений сопротивлений, равных 0Z₁, 0,5Z₁, 0,9Z₁, 1,1Z₁, 0,9Z₂, 1,1Z₂, 0,9Z₃, 1,1Z₃. Регулирование выдержки времени второй и третьей ступеней производится при сопротивлениях, равных соответственно 1,1Z₁ и 1,1 Z₂. Регулирование выдержки времени первой ступени (при необходимости) производится при сопротивлении 0,5Z₁.

72. Проверяется правильность поведения устройств при имитации всех возможных видов короткого замыкания (далее

КЗ) в зоне и вне зоны действия устройств.

73. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в цепях связи его с коммутационными аппаратами и другими устройствами не производятся.

74. Проверка устройств рабочим током и напряжением является окончательной проверкой схемы переменного тока и напряжения, правильности включения и поведения устройств.

75. Перед проверкой устройств выполняется:

1) осмотр всех реле, блоков, модулей, других аппаратов, рядов зажимов и перемычек на них;

2) проверка наличия заземлений в соответствующих цепях;

3) установка накладок, переключателей, испытательных блоков и других оперативных элементов в положения, при которых исключается воздействие проверяемого устройства на другие устройства и коммутационные аппараты;

4) проверка целостности токовых цепей (от нагрузочных устройств, от генератора на закоротку, вторичными токами), и правильности сборки токовых цепей дифференциальных защит трансформаторов, токовых фильтровых защит.

76. При проверке рабочим током и напряжением проводятся:

1) проверка исправности всех токовых цепей измерением вторичных токов нагрузки в фазах и целостности нулевого провода;

2) проверка исправности и правильности подключения цепей напряжения.

77. Цепи напряжения проверяются в следующем объеме:

1) измерение на ряде зажимов линейных и фазных напряжений и напряжения нулевой последовательности (измерение напряжения нулевой последовательности дополнительно производится непосредственно на выводах реле);

2) проверка чередования фаз напряжения;

3) проверка фазировки цепей напряжения проверяемого присоединения;

4) проверка правильности подключения цепей тока, каждой группы трансформаторов тока снятием векторной диаграммы и сверкой ее с фактическим направлением мощности в первичной цепи;

5) проверка работы устройств блокировок при неисправностях цепей напряжения поочередным отключением на ряде зажимов панели каждой из фаз, двух и трех фаз одновременно, и нуля (для тех типов блокировок, где это требуется);

6) проверка правильности работы и небалансов фильтров тока и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей, и комбинированных фильтров;

7) проверка правильности включения реле направления мощности и направленных реле сопротивления;

8) проверка правильности сборки токовых цепей дифференциальных защит измерением токов (напряжений) небалансов;

9) заключительная проверка правильности включения дифференциальнофазных защит, защит с ВЧ блокировкой, продольно-дифференциальных защит (в соответствии с объемами технического обслуживания конкретных типов устройств).

78. При подготовке устройств РЗА, дистанционного управления и сигнализации к включению выполняются:

1) повторный осмотр реле, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;

2) проверка положения сигнальных элементов указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других устройств, которыми оперирует дежурный персонал, и перемычек на рядах зажимов;

3) проверка показаний приборов ВЧ приемопередатчиков, контрольных устройств;

4) инструктаж оперативного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации, сдача этих устройств и инструкций по их обслуживанию оперативному персоналу;

5) запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу. Оформление паспортов-протоколов устройства.

Параграф 2. Первый профилактический контроль

79. Подготовительные работы включают:

1) подготовка необходимой документации (исполнительных схем, действующих инструкций, паспортов-протоколов, рабочих тетрадей, карт уставок защит и автоматики, программ);

2) подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструмента;

3) допуск к работе и принятие мер против возможности воздействия проверяемого устройства на другие устройства.

80. При внешнем осмотре производится чистка кожухов аппаратуры, монтажных проводов и рядов зажимов от пыли.

81. При осмотре проверяются:

1) надежность крепления панели, шкафа, ящика, аппаратуры;

2) отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;

3) состояние монтажа проводов и кабелей, надежность контактных соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шинок, шпильках реле, испытательных блоках, резисторах, и надежность паек всех элементов;

4) состояние уплотнений дверок шкафов, кожухов вторичных выводов трансформаторов тока и напряжения;

5) состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;

6) состояние заземления вторичных цепей;

7) наличие и правильность надписей на панелях и аппаратуре, наличие маркировки кабелей и проводов.

82. Предварительная проверка заданных уставок производится (при закрытых кожухах) с целью определения работоспособности элементов и отклонения значений уставок от заданных.

83. Если при проверке уставок их значения выходят за пределы допустимых отклонений, выполняются анализ причин отклонения и устранение неисправности.

84. При внутреннем осмотре и проверке механической части аппаратуры производятся:

1) проверка состояния уплотнения кожухов и целостности стекол;

2) проверка состояния деталей и надежности их крепления;

3) чистка от пыли и посторонних предметов;

4) проверка надежности контактных соединений;

5) проверка состояния изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;

6) проверка состояния контактных поверхностей; при отсутствии на них механических повреждений, нагара, раковин, оксидной пленки чистка не производится;

7) проверка и (при необходимости) регулирование механических характеристик аппаратуры (люфтов, зазоров, провалов, растворов, прогибов и пр.).

85. Проверка электрических характеристик элементов проводится:

1) в объеме профилактического восстановления, если не производилась разборка или замена элементов;

2) в объеме нового включения, если такая разборка (замена) производилась.

86. Испытание изоляции допускается производить мегаомметром на 2500 В.

87. При подготовке устройств РЗА, управления и сигнализации к включению выполняются:

1) повторный осмотр реле, блоков, модулей, режим которых изменялся при проверке рабочим током и напряжением;

2) проверка положения сигнальных элементов указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других устройств, которыми оперирует дежурный персонал, и перемычек на рядах зажимов;

3) проверка показаний приборов ВЧ приемопередатчиков, контрольных устройств;

4) запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.

Параграф 3. Профилактическое восстановление

88. Производят подготовительные работы, предварительную проверку заданных уставок как при первом профилактическом контроле.

89. При внешнем осмотре производится чистка кожухов аппаратуры, монтажных проводов и рядов зажимов от пыли.

90. При осмотре проверяются:

1) надежность крепления панели, шкафа, ящика, аппаратуры;

2) отсутствие механических повреждений аппаратуры, состояние изоляции выводов реле и другой аппаратуры;

3) состояние окраски панелей, шкафов, ящиков и других элементов устройства;

4) состояние монтажа проводов и кабелей, надежность контактных соединений на рядах зажимов, ответвлениях от шинок, шпильках реле, испытательных блоках, резисторах, и надежность паек всех элементов;

5) состояние концевых разделок кабелей вторичных соединений;

6) состояние уплотнения дверок шкафов, кожухов выводов на стороне вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения и так далее;

7) состояние заземления вторичных цепей;

8) состояние электромагнитов управления и блок-контактов разъединителей, выключателей, автоматов и другой коммутационной аппаратуры;

9) наличие надписей на панелях, шкафах, ящиках и аппаратуре, наличие маркировки кабелей, жил кабелей и проводов.

91. При внутреннем осмотре и проверке механической части аппаратуры выполняются:

1) проверка состояния уплотнения кожухов и целостности стекол;

2) проверка состояния деталей и надежности их крепления;

3) чистка от пыли;

4) проверка надежности контактных соединений и паек (которые можно проверить без разборки элементов, узла);

5) проверка затяжки болтов, стягивающих сердечники трансформаторов, дросселей;

6) проверка состояния изоляции соединительных проводов и обмоток аппаратуры;

7) проверка состояния контактных поверхностей; при отсутствии на них механических повреждений, нагара, раковин и оксидной пленки чистка не производится;

8) проверка и (при необходимости) регулирование механических характеристик аппаратуры (люфтов, зазоров, провалов, растворов, прогибов и пр.).

Параграф 4. Профилактический контроль

92. Производят подготовительные работы, предварительную проверку заданных уставок как при первом профилактическом контроле.

При внешнем осмотре выполняются:

1) чистка от пыли кожухов аппаратуры и монтажа;

2) осмотр состояния аппаратуры и монтажа;

3) осмотр внутренних элементов аппаратуры через смотровые стекла;

4) осмотр выходных реле при снятых кожухах.

93. При внутреннем осмотре и проверке механической части аппаратуры, подлежащей восстановлению, производятся:

1) проверка состояния деталей и надежности их крепления;

2) чистка от пыли;

3) проверка надежности контактных соединений и паек;

4) проверка состояния контактных поверхностей; при отсутствии на них механических повреждений, нагара, раковин и оксидной пленки чистка не производится;

5) проверка и (при необходимости) регулировка механических характеристик (люфтов, зазоров, провалов, растворов, прогибов, и пр.).

94. Производится измерение сопротивления изоляции каждой из групп электрически не связанных вторичных цепей относительно земли мегаомметром на 1000 В.

95. Комплексная проверка устройств проводится при номинальном напряжении оперативного тока при подведении к устройству параметров аварийного режима от постороннего источника и полностью собранных цепях устройств при закрытых кожухах реле; время действия защит при этом не измеряется.

96. Ток и напряжение, соответствующие аварийному режиму, подаются на все фазы (или все комбинации фаз) проверяемого устройства.

97. Для защит с зависимой характеристикой снимаются две-три точки характеристики; для дифференциальных защит ток поочередно подается в каждое из плеч защиты; на ступенчатые защиты подаются параметры аварийного режима, соответствующие одной точке первой зоны и одной точке вне зоны срабатывания последней ступени; при этом проверяется соответственно срабатывание и несрабатывание всех ступеней защиты.

98. При комплексной проверке проверяется также правильность действия сигнализации.

99. При проверке действия выходных реле на коммутационный аппарат проводится проверка исправности цепи отключения (включения) действием на коммутационный аппарат от выходных реле и восстановление цепей связи проверяемого устройства с другими устройствами.

100. Проверка устройств рабочим током и напряжением включает:

1) проверку обтекания током токовых цепей проверяемого устройства;

2) проверку наличия напряжения на проверяемом устройстве.

101. При подготовке устройства к включению производятся:

1) проверка положения сигнальных элементов указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других элементов;

2) запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу.

Параграф 5. Тестовый контроль

102. Тестовый контроль проводится для устройств на микроэлектронной базе в соответствии с инструкцией изготовителя.

103. При проведении наладочных работ, первого профилактического контроля и профилактического восстановления устройств РЗА на микроэлектронной базе тестовый контроль проводится дважды

после проверки блока питания и после проверки устройства рабочим током и напряжением. При проведении профилактического контроля тестовый контроль проводится один раз

после проверки рабочим током и напряжением.

Параграф 6. Периодическое опробование

104. Подготовительные работы включают:

1) подготовку исполнительных схем, инструкций, паспортов-протоколов и рабочих тетрадей;

2) допуск к работе и принятие мер для исключения воздействия проверяемого устройства на другие устройства (разборка цепей).

105. Проверка работоспособности элементов устройства состоит в большинстве случаев из двух частей:

1) опробование элемента с действием на выходные реле;

2) опробование действия выходных реле на коммутационную аппаратуру.

106. Напряжение оперативного тока при периодическом опробовании принимается равным 0,8 номинального значения, если это легко достижимо.

107. При подготовке устройства к включению выполняются:

1) восстановление цепей связи проверяемого устройства с другими устройствами;

2) проверка положения сигнальных элементов указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок, сигнальных ламп и других оперативных элементов.

108. Результаты опробования и проверки оформляются в журнале релейной защиты.

Параграф 7. Технический осмотр

109. При техническом осмотре визуально контролируют:

1) отсутствие внешних повреждений устройства и его элементов;

2) состояние креплений устройств на панелях, проводов на рядах зажимов и на выводах устройств;

3) наличие подписей и позиционных обозначений;

4) положение сигнальных элементов указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок и других элементов, состояние сигнальных ламп.

Глава 5. Объемы работ при техническом обслуживании микропроцессорных устройств РЗА

110. В данном разделе приведен обобщенный объем работ при техническом обслуживании, для всех типов МП устройств РЗА. Для конкретных типов устройств объем технического обслуживания может быть расширен, что определено в руководствах по эксплуатации устройств или в отдельных рекомендациях производителей, которые могут использоваться в качестве дополнения к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 1. Объем выполняемых работ при новом включении (наладке (Н)

111. Подготовительные работы:

1) подготовка и проверка полноты необходимой рабочей проектной документации, согласованной с соответствующим субъектом, выдавшим задание по настройке устройства РЗА, службами РЗА, для настройки и проверки устройств:

принципиальные (полные) схемы;

задание на параметрирование в составе:

- схема конфигурации (внутренней логики);

- таблицы параметрирования терминалов (бланки уставок);

- перечни дискретных и аналоговых сигналов для регистрации встроенными осциллографами и регистраторами событий;

- перечни сигналов светодиодной индикации;

- перечни сигналов для передачи в автоматизированную систему управления технологическим процессом (далее

АСУ ТП) (при наличии).

Кроме того, подготавливают схемы изготовителя на шкафы/панели, руководства по эксплуатации на устройства и программное обеспечение;

2) подготовка протокола проверки, программы проверки и рекомендации по техническому обслуживанию производителя устройства РЗА;

3) подготовка (установка) необходимого программного обеспечения для параметрирования и конфигурирования терминалов, проверка соответствия версий программного обеспечения и версий МП терминалов; подготовка необходимых кабелей и преобразователей для подключения компьютера к МП терминалам;

4) подготовка испытательных устройств, измерительных приборов, соединительных проводов, запасных частей и инструмента;

5) допуск к работе;

6) отсоединение всех цепей связи на рядах зажимов проверяемого устройства (панели, шкафа) с другими устройствами, в том числе, по цифровым каналам связи;

112. Внешний осмотр МП терминалов и всего оборудования шкафа на предмет:

1) отсутствия внешних следов ударов, повреждений, подтеков воды, в том числе, высохших;

2) отсутствия налета окислов на металлических поверхностях, отсутствия запыленности;

3) проверки состояния контактных поверхностей рядов зажимов входных и выходных сигналов, разъемов интерфейса связи;

4) отсутствия механических повреждений у элементов управления;

5) проверки соответствия типов, установленных в шкафу (панели) аппаратов заводской спецификации и проектной документации;

6) правильности выполнения концевых разделок контрольных кабелей, уплотнений проходных отверстий;

7) проверки состояния уплотнений дверок шкафов, кожухов и так далее;

8) проверки состояния и правильности выполнения заземлений цепей вторичных соединений и металлоконструкций;

9) наличия и правильности надписей на панелях, шкафах, ящиках и аппаратуре, наличие и правильность маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.

113. Проверка механического крепления элементов оборудования шкафа, проверка затяжки винтовых соединений монтажа шкафа.

114. Измерение сопротивления изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой:

1) входных цепей тока;

2) входных цепей напряжения;

3) цепей питания оперативным током;

4) входных цепей дискретных сигналов;

5) выходных цепей дискретных сигналов от контактов выходных реле.

115. Измерение производится мегаомметром на 1000 В, сопротивление изоляции

не менее 10 мегаОм (далее

МОм).

116. Испытание электрической прочности изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой. Испытание проводится переменным напряжением 1000 В, частотой 50 Герц (далее

Гц) в течение 1 минуты.

117. Анализ принципиальных схем, задания на параметрирование МП устройств РЗА на соответствие принятым проектным решениям и техническим характеристикам (функциям) устройства.

118. Задание требуемой конфигурации устройства РЗА. Загружаемая в МП терминал конфигурация согласуется в соответствии с подпунктом 1) пункта 111 настоящих Методических указаний.

119. Задание уставок и режимов работы (параметрирование) МП устройства РЗА. Загружаемые в МП терминал данные параметрирования согласуются в соответствии с подпунктом 1) пункта 111 настоящих Методических указаний.

120. Проверка порогов срабатывания задействованных дискретных входов приема сигналов от внешних устройств на соответствие технической документации изготовителя.

121. Проверка всех используемых режимов и уставок (параметров срабатывания), задействованных функций устройства РЗА в соответствии с заданным параметрированием, с подачей от проверочной установки токов, напряжений, дискретных управляющих сигналов. Проверка параметров (уставок) срабатывания и возврата каждого измерительного органа и функционального узла для задействованных функций, времени их действия, контроль состояния выходных реле, светодиодов при срабатывании, контроль выдаваемой по цифровому интерфейсу связи информации и ее прохождения в АСУ ТП. Функции, не задействованные в соответствии с заданием на параметрирование, не проверяются.

122. Проверке не подлежат параметры и характеристики функций устройства РЗА, определяемые принципом их действия (алгоритмом работы) и не регулируемые при параметрировании (собственные времена срабатывания измерительных органов, ток точной работы).

123. Допустимые значения максимальных отклонений уставок от заданных не превышают паспортные величины, приведенные в технической документации изготовителя МП терминала.

124. Проверка (в соответствии с программой, указанной в подпункте 2) пункта 111 настоящих Методических указаний) взаимодействия всех используемых функций и логических цепей терминала РЗА с контролем состояния всех контактов выходных реле, светодиодов и ламп сигнализации, с контролем выдаваемой по цифровому интерфейсу связи информации и ее прохождением в АСУ ТП. Проверка проводится путем создания условий для поочередного срабатывания каждой используемой функции и подачи необходимых сигналов на дискретные входы защиты. Анализ поведения МП терминала выполняется по выходным реле, осциллограммам и журналам событий внутреннего регистратора. Полученные осциллограммы и события в обязательном порядке прилагают к протоколам наладки.

125. Проверка функций регистрации событий, осциллографирования сигналов, определения места повреждения, отображения параметров защиты с подачей от проверочной установки токов, напряжений, дискретных управляющих сигналов.

126. Проверка отсутствия ложных действий при снятии и подаче напряжения оперативного тока с повторным включением, через интервал времени 100-500 миллисекунд (далее

мс), на рабочих значениях уставок, с подачей тока (напряжения), равного 0,8 от значения тока (напряжения) срабатывания (1,2 от значения сопротивления срабатывания).

127. Проверка управляющих функций РЗА с воздействием контактов выходных реле терминала в цепи управления коммутационными аппаратами (опробование действия защиты и автоматического повторного включения (далее

АПВ) на отключение и включение выключателей).

128. Проверка указанных воздействий производится отдельно для каждого электромагнита.

129. Проверка управления коммутационными аппаратами присоединения (выключателями, разъединителями, заземляющими ножами) с помощью средств терминала (при наличии такой возможности).

130. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в цепях связи его с коммутационными аппаратами и другими устройствами не производится.

131. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых цепей выходных реле).

132. Проверка взаимодействия с другими РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых дискретных оптовходов).

133. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации с использованием цифровых каналов связи.

134. Проверка функционирования автоматизированного рабочего места (далее

АРМ) релейного персонала, при наличии. Проверка выполняется совместно с персоналом соответствующего подразделения (АСУ, связь).

135. Проверка формирования сообщений от терминалов о нарушении обмена информацией по цифровым каналам связи и контроль отсутствия ложных срабатываний и формирования соответствующей сигнализации.

136. Проверка функционирования тестового контроля снятием и подачей напряжения питания

с перезагрузкой терминала. Проверка результатов работы системы самодиагностики по статусу сигналов исправности отдельных блоков, каналов связи, синхронизации времени и так далее.

137. Проверка рабочим током и напряжением:

1) проверка правильности подключения цепей тока и напряжения к МП терминалу с использованием устройства отображения (дисплея терминала) измеряемых значений по входным аналоговым каналам и сравнением их с заведомо правильными измерениями (например, щитовых приборов и второго терминала защиты и так далее);

2) проверка правильности включения по цепям напряжения органа контроля напряжения и синхронизма АПВ;

3) проверка правильности подключения токовой направленной защиты;

4) проверка правильности подключения дистанционной защиты;

5) проверка правильности включения измерительных органов противоаварийной автоматики (далее

ПА);

6) двухсторонняя проверка правильности подключения дифференциальной защиты линии (далее

ДЗЛ);

7) двухсторонняя проверка правильности подключения дифференциальнофазной защиты линии (далее

ДФЗ);

8) проверка правильности подключения дифференциальных защит станционного оборудования (Т, АТ, реакторов, шин, ошиновок);

9) проверка поведения устройства блокировки при неисправностях в цепях напряжения (далее

БНН) при имитации нарушений и отключении цепей напряжения поочередным отключением одной, двух и трех фаз одновременно;

10) выполнение иных проверок, предусмотренных изготовителем при наладке и вводе терминала в работу.

138. После завершения работ по проверке МП терминала рабочим током и напряжением, перед сдачей устройства РЗА оперативному персоналу необходимо:

1) проверить соответствие параметрирования и конфигурирования. Особое внимание обратите на те функции, уставки (параметры), состояние или значение которых менялось при выполнении различных проверок;

2) произвести контроль значений текущих параметров и исправного состояния устройства по дисплею терминала, сигнальным элементам и сообщениям (сигналам) АСУ ТП;

3) выполнить очистку памяти встроенного регистратора (осциллографа), буфера событий (при наличии возможности), счетчиков отключений/включений (попыток АПВ) и квитирование светодиодной сигнализации.

139. При подготовке устройства к включению выполняются:

1) инструктаж оперативного персонала по вводимым в работу устройствам и особенностям их эксплуатации;

2) сдача этих устройств и их инструкций оперативному персоналу;

3) запись в журнале релейной защиты о результатах проверки, состоянии проверенных устройств и о возможности включения их в работу. Оформление паспортов-протоколов устройства.

Параграф 2. Приемка из наладки

140. При выполнении приемки из наладки принимающей стороной выполняются следующие работы.

141. Анализ принципиальных схем, задания на параметрирование МП устройств РЗА на соответствие согласованным в установленном порядке проектным решениям и техническим характеристикам (функциям) устройства.

142. Анализ выполненного в терминалах конфигурирования и параметрирования на предмет соответствия согласованным проектным решениям и выданным уставкам.

143. Работы по пунктам 121

136 настоящих Методических указаний наладки выполняются наладочной организацией под контролем принимающей стороны.

144. Работы по пунктам 136, 138 настоящих Методических указаний наладки выполняются принимающей стороной совместно с наладочной организацией.

145. По окончании приемки принимающей стороне передаются протоколы наладочных испытаний с отметкой результатов выполнения работ. В приложении к протоколу обязательно прилагаются бланки заданных в МП терминалах уставок и схемы конфигурации. Допускается выполнять распечатку заданных в МП терминалах уставок и конфигурации с помощью средств формирования отчетов программного обеспечения, предназначенного для конфигурирования и обслуживания терминалов.

146. После завершения всех работ по вводу МП устройств РЗА в эксплуатацию считавают из памяти терминалов файлы параметрирования и конфигурирования (действующий проект) и сохранить, для исключения случайной потери, как минимум, в двух местах: например, на CD-диске и на жестком диске ноутбука, предназначенного для обслуживания МП терминалов. Предыдущие файлы параметрирования и конфигурирования сохраняют как архив.

147. Файл параметрирования, считанный с терминала, согласуется, в части задаваемых параметров, с эксплуатирующей организацией и субъектом оперативно-диспетчерского управления, если параметры настройки устройства РЗА задаются им.

Параграф 3. Этап начальной эксплуатации (до выполнения первого профилактического контроля)

148. Исполнительные схемы устройств РЗА направляются в соответствующий субъект оперативно-диспетчерского управления, осуществляющий диспетчерское управление (ведение) устройствами РЗА.

149. Для обеспечения возможности получения максимальной информации о поведении функций терминалов в начальный период эксплуатации пуск внутренних регистраторов (цифровых осциллографов) задается от общих пусковых измерительных органов защит, от пуска чувствительных ступеней, от внешних сигналов отключения и так далее. При этом учитывают особенности работы терминалов при задании режима пуска для исключения потери информации при записи ненормальных режимов в терминалах и внешних регистраторах аварийных событий.

150. Каждый пуск внутреннего регистратора (цифрового осциллографа) МП терминала, действие на отключение тщательно анализируются по осциллограммам, журналам событий терминала на предмет работы или не работы всех используемых функций и соответствия реакций этих функций требуемым.

151. Все выявленные несоответствия функционирования и конфигурации терминала заданным параметрам или информационным письмам изготовителя, субъекта оперативно

диспетчерского управления по изменению конфигурации терминала, устраняются в минимально возможные сроки или в сроки установленные данным субъектом.

Параграф 4. Объем выполняемых работ при проведении первого профилактического контроля

152. Анализ исполнительных схем, задания на параметрирование МП устройств РЗА на соответствие согласованным в установленном порядке проектным решениям и техническим характеристикам (функциям) устройства.

153. Анализ выполненного в терминалах конфигурирования и параметрирования на предмет соответствия согласованным проектным решениям и выданным уставкам.

154. Анализ осциллограмм, журналов событий терминала, записанных терминалом с момента ввода в эксплуатацию, на предмет работы или не работы всех используемых функций и соответствия реакций этих функций требуемым.

155. Работы, выполняемые на выведенном в проверку терминале:

1) внешний осмотр МП терминалов и всего оборудования шкафа на предмет:

2) отсутствия внешних следов ударов, повреждений, подтеков воды, в том числе, высохших;

3) отсутствия налета окислов на металлических поверхностях, отсутствия запыленности;

4) проверки состояния контактных поверхностей рядов зажимов входных и выходных сигналов, разъемов интерфейса связи;

5) отсутствия механических повреждений элементов управления;

6) правильности выполнения концевых разделок контрольных кабелей, уплотнений проходных отверстий;

7) проверки состояния уплотнений дверок шкафов, кожухов и так далее;

8) проверки состояния и правильности выполнения заземлений цепей вторичных соединений и металлоконструкций;

9) наличия и правильности надписей на панелях, шкафах, ящиках и аппаратуре, наличия и правильности маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.

156. Проверка механического крепления элементов оборудования шкафа, проверка затяжки винтовых соединений монтажа шкафа.

157. Измерение сопротивления изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой:

1) входных цепей тока;

2) входных цепей напряжения;

3) цепей питания оперативным током;

4) входных цепей дискретных сигналов;

5) выходных цепей дискретных сигналов от контактов выходных реле.

158. Измерение производится мегаомметром на 1000 В, при этом сопротивление изоляции

не менее 10 МОм.

159. Испытание электрической прочности изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой. Испытание изоляции допускается производить мегаомметром на 2500 В.

160. Считывание из памяти терминала файлов параметрирования и конфигурирования и сравнение их с хранящимися, которые были записаны при последней корректировке конфигурации и/или параметрирования. Допускается выполнять сравнение файлов конфигурации и уставок, находящихся в памяти терминалов и хранящихся в архиве файлов конфигурации и уставок с помощью автоматизированных средств сравнения программного обеспечения, используемого для параметрирования и конфигурирования терминалов (при наличии такой возможности).

161. Выполнение, при необходимости, изменений по заданию и после согласования с соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления, службами РЗА принципиальных схем, параметрирования и конфигурирования. Обнаруженные несоответствия устраняются.

162. Проверка параметров срабатывания (уставок) одного из основных измерительных органов МП терминала (пускового органа I2 (U2) ДФЗ, пускового органа ДЗЛ, X и R дистанционная защита (далее

ДЗ) 1ст, тока срабатывания по одному из плеч ДЗШ (ДЗОШ). и так далее) для выявления стабильности пассивных элементов аналоговых входов.

163. Проверка времени срабатывания одной из основных функций (например, функции ДЗЛ, ДФЗ, 1 ступени ДЗ и так далее) на соответствие заданным уставкам по времени и сравнение с измеренным при предыдущих проверках.

164. Проверка взаимодействия всех используемых функций и логических цепей защиты с контролем состояния всех контактов выходных реле, светодиодов и ламп сигнализации, с контролем выдаваемой по цифровому интерфейсу связи информации и ее прохождением в АСУ. Проверка проводится путем создания условий для поочередного срабатывания каждой используемой функции и подачи необходимых сигналов на дискретные входы защиты. Анализ поведения МП терминала выполняется по выходным реле, осциллограммам и журналам событий внутреннего регистратора. Полученные осциллограммы и события в обязательном порядке прилагаются к протоколам проверки.

165. Проверка функций регистрации событий, осциллографирования сигналов, определения места повреждения, отображения параметров защиты с подачей от проверочной установки токов, напряжений, дискретных управляющих сигналов.

166. Проверка отсутствия ложных действий при снятии и подаче напряжения оперативного тока с повторным включением, через интервал времени 100-500 мс, на рабочих значениях уставок, с подачей тока (напряжения), равного 0,8 от значения тока (напряжения) срабатывания (1,2 от значения сопротивления срабатывания).

167. Проверка управляющих функций защиты и автоматики с воздействием контактов выходных реле терминала в цепи управления коммутационными аппаратами (опробование действия защиты и АПВ на отключение и включение выключателей).

168. Проверка управления коммутационными аппаратами присоединения (выключателями, разъединителями, заземляющими ножами) с помощью средств терминала (при наличии такой возможности).

169. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в цепях связи его с коммутационными аппаратами и другими устройствами не производится.

170. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых цепей выходных реле).

171. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых дискретных оптовходов).

172. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации с использованием цифровых каналов связи. Данная проверка организуется в полном объеме, если по полученным осциллограммам и событиям внутренних регистраторов связанных терминалов невозможно проследить работу этих связей.

173. Проверка формирования сообщений от терминалов о нарушении обмена информацией по цифровым каналам связи.

174. Проверка функционирования тестового контроля снятием и подачей напряжения питания с перезагрузкой терминала. Проверка результатов работы системы самодиагностики по статусу сигналов исправности отдельных блоков, каналов связи, синхронизации времени.

175. Проверка правильности подключения цепей тока и напряжения к МП терминалу с использованием устройства отображения (дисплея терминала) измеряемых значений по входным аналоговым каналам.

176. После завершения работ по проверке МП терминала рабочим током и напряжением, перед сдачей устройства РЗА оперативному персоналу необходимо:

1) проверить соответствие параметрирования и конфигурирования заданным. Особое внимание необходимо обратить на те функции, уставки (параметры), состояние или значение которых менялось при выполнении различных проверок;

2) произвести контроль значений текущих параметров и исправного состояния устройства по дисплею терминала, сигнальным элементам и сообщениям (сигналам) АСУ ТП;

3) выполнить очистку памяти встроенного регистратора (осциллографа), буфера событий (при наличии возможности), счетчиков отключений/включений (попыток АПВ) и квитирование светодиодной сигнализации.

177. После завершения всех работ по вводу МП устройств РЗА в работу считавают из памяти терминалов файлы параметрирования и конфигурирования (действующий проект) и сохранить, для исключения случайной потери, как минимум, в двух местах: например, на CD-диске и на жестком диске ноутбука, предназначенного для обслуживания МП терминалов. Предыдущие файлы параметрирования и конфигурирования сохраняют как архив.

178. При изменении параметрирования и конфигурации устройства РЗА направить файл параметрирования, считанный с терминала, соответствующему субъекту, выдавшему задание по настройке устройства РЗА.

Параграф 5. Объем выполняемых работ при проведении профилактического восстановления

179. Анализ поступивших информационных писем, указаний (при наличии таковых) по выполнению мероприятий для повышения надежности работы данного МП устройства, писем на перестройку уставок (изменения режимов работы). Включение этих работ в объем проверки.

180. Внешний осмотр МП терминалов и всего оборудования шкафа на предмет:

1) отсутствия внешних следов ударов, повреждений, подтеков воды, в том числе, и высохших;

2) отсутствия налета окислов на металлических поверхностях, отсутствия запыленности;

3) проверки состояния контактных поверхностей рядов зажимов входных и выходных сигналов, разъемов интерфейса связи;

4) отсутствия механических повреждений у элементов управления;

5) правильности выполнения концевых разделок контрольных кабелей, уплотнений проходных отверстий;

6) проверки состояния уплотнений дверок шкафов, кожухов и так далее;

7) проверки состояния и правильности выполнения заземлений цепей вторичных соединений и металлоконструкций;

8) наличия и правильности надписей на панелях, шкафах, ящиках и аппаратуре, наличия и правильности маркировки кабелей, жил кабелей, проводов.

181. Проверка механического крепления элементов оборудования шкафа, проверка затяжки винтовых соединений монтажа шкафа.

182. Измерение сопротивления изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой:

1) входных цепей тока;

2) входных цепей напряжения;

3) цепей питания оперативным током;

4) входных цепей дискретных сигналов;

5) выходных цепей дискретных сигналов от контактов выходных реле.

183. Измерение производится мегаомметром на 1000 В, сопротивление изоляции

не менее 10 МОм.

184. Испытание электрической прочности изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой. Испытание изоляции допускается производить мегаомметром на 2500 В.

185. Считывание из памяти терминала файлов параметрирования и конфигурирования и сравнение их с хранящимися, которые были записаны при предыдущей проверке. Допускается выполнять сравнение файлов конфигурации и уставок, находящихся в памяти терминалов и хранящихся в архиве файлов конфигурации и уставок с помощью автоматизированных средств сравнения программного обеспечения, используемого для параметрирования и конфигурирования терминалов (при наличии такой возможности).

186. Выполнение, при необходимости, изменений по заданию и после согласования с соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления, службами РЗА принципиальных схем, параметрирования, конфигурирования. Проверка функционирования измененных функций.

187. Проверка параметров срабатывания (уставок) одного из основных измерительных органов МП терминала (пускового органа I2 (U2) ДФЗ, пускового органа ДЗЛ, X и R ДЗ 1ст, тока срабатывания по одному из плеч ДЗШ (ДЗОШ) и так далее) для выявления стабильности пассивных элементов аналоговых входов.

188. Проверка времени срабатывания одной из основных функций (например, функции ДЗЛ, ДФЗ, 1 ступени ДЗ и так далее) на соответствие заданным уставкам по времени и сравнение с измеренным при предыдущих проверках.

189. Проверка управляющих функций защиты и автоматики с воздействием контактов выходных реле терминала в цепи управления коммутационными аппаратами (опробование действия защиты и АПВ на отключение и включение выключателей).

190. Проверка указанных воздействий производится отдельно для каждого электромагнита.

191. Проверка управления коммутационными аппаратами присоединения (выключателями, разъединителями, заземляющими ножами) с помощью средств терминала (при наличии такой возможности).

192. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в цепях связи его с коммутационными аппаратами и другими устройствами не производится.

193. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых цепей выходных реле).

194. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых дискретных оптовходов).

195. Проверка функционирования АРМ релейного персонала, при наличии. Проверка выполняется совместно с персоналом соответствующего подразделения (АСУ, связи).

196. Проверка формирования сообщений от терминалов о нарушении обмена информацией по цифровым каналам связи.

197. Проверка функционирования тестового контроля снятием и подачей напряжения питания с перезагрузкой терминала. Проверка результатов работы системы самодиагностики по статусу сигналов исправности отдельных блоков, каналов связи, синхронизации времени.

198. Проверка правильности подключения цепей тока и напряжения к МП терминалу с использованием устройства отображения (дисплея терминала) измеряемых значений по входным аналоговым каналам.

199. После завершения работ по проверке МП терминала рабочим током и напряжением, перед сдачей устройства РЗА оперативному персоналу необходимо:

1) произвести контроль значений текущих параметров и исправного состояния устройства по дисплею терминала, сигнальным элементам и сообщениям (сигналам) АСУ ТП;

2) выполнить очистку памяти встроенного регистратора (осциллографа), буфера событий (при наличии возможности), счетчиков отключений/включений (попыток АПВ) и квитирование светодиодной сигнализации.

200. После завершения всех работ по вводу МП устройств РЗА в работу необходимо считать из памяти терминалов файлы параметрирования и конфигурирования (действующий проект) и сохранить, для исключения случайной потери, как минимум, в двух местах: например, на CD-диске и на жестком диске ноутбука, предназначенного для обслуживания МП терминалов. Предыдущие файлы параметрирования и конфигурирования сохраняют как архив.

201. При изменении параметрирования и конфигурации устройства РЗА направить файл параметрирования, считанный с терминала, соответствующему субъекту, выдавшему задание по настройке устройства РЗА.

Параграф 6. Объем выполняемых работ при проведении профилактического контроля

202. Анализ поступивших информационных писем, указаний (при наличии таковых) по выполнению мероприятий для повышения надежности работы данного МП устройства, писем на перестройку уставок (изменения режимов работы). Включение этих работ в объем проверки.

203. Внешний осмотр МП терминалов и всего оборудования шкафа на предмет:

1) отсутствия внешних следов ударов, повреждений, подтеков воды, в том числе, и высохших;

2) отсутствия налета окислов на металлических поверхностях, отсутствия запыленности;

3) проверки состояния контактных поверхностей рядов зажимов входных и выходных сигналов, разъемов интерфейса связи;

4) отсутствия механических повреждений элементов управления.

204. Проверка механического крепления элементов оборудования шкафа, проверка затяжки винтовых соединений монтажа шкафа.

205. Измерение сопротивления изоляции независимых цепей (кроме цепей интерфейсов связи) по отношению к корпусу и между собой:

1) входных цепей тока;

2) входных цепей напряжения;

3) цепей питания оперативным током;

4) входных цепей дискретных сигналов;

5) выходных цепей дискретных сигналов от контактов выходных реле.

206. Измерение производится мегаомметром на 1000 В, сопротивление изоляции

не менее 10 МОм.

207. Считывание из памяти терминала файлов параметрирования и конфигурирования и сравнение их с хранящимися, которые были записаны при предыдущей проверке. Допускается выполнять сравнение файлов конфигурации и уставок, находящихся в памяти терминалов и хранящихся в архиве файлов конфигурации и уставок с помощью автоматизированных средств сравнения программного обеспечения, используемого для параметрирования и конфигурирования терминалов (при наличии такой возможности).

208. Выполнение, при необходимости, изменений по заданию и после согласования с соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления, службами РЗА принципиальных схем, параметрирования, конфигурирования. Проверка функционирования измененных функций.

209. Проверка управляющих функций защиты и автоматики с воздействием контактов выходных реле терминала в цепи управления коммутационными аппаратами (опробование действия защиты и АПВ на отключение и включение выключателей).

210. Проверка указанных воздействий производится отдельно для каждого электромагнита.

211. Проверка управления коммутационными аппаратами присоединения (выключателями, разъединителями, заземляющими ножами) с помощью средств терминала (при наличии такой возможности).

212. После проверки действия проверяемого устройства на коммутационные аппараты работы в цепях связи его с коммутационными аппаратами и другими устройствами не производится.

213. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых цепей выходных реле).

214. Проверка взаимодействия с другими устройствами РЗА, управления и сигнализации (проверка всех используемых дискретных оптовходов).

215. Проверка формирования сообщений от терминалов о нарушении обмена информацией по цифровым каналам связи.

216. Проверка функционирования тестового контроля снятием и подачей напряжения питания с перезагрузкой терминала. Проверка результатов работы системы самодиагностики по статусу сигналов исправности отдельных блоков, каналов связи, синхронизации времени.

217. Проверка правильности подключения цепей тока и напряжения к МП терминалу с использованием устройства отображения (дисплея терминала) измеряемых значений по входным аналоговым каналам.

218. После завершения работ по проверке МП терминала рабочим током и напряжением, перед сдачей устройства РЗА оперативному персоналу необходимо:

1) произвести контроль значений текущих параметров и исправного состояния устройства по дисплею терминала, сигнальным элементам и сообщениям (сигналам) АСУ ТП;

2) выполнить очистку памяти встроенного регистратора (осциллографа), буфера событий (при наличии возможности), счетчиков отключений/включений (попыток АПВ) и квитирование светодиодной сигнализации.

219. После завершения всех работ по вводу МП устройств РЗА в работу необходимо считать из памяти терминалов файлы параметрирования и конфигурирования (действующий проект) и сохранить, для исключения случайной потери, как минимум, в двух местах: например, на CD-диске и на жестком диске ноутбука, предназначенного для обслуживания МП терминалов. Предыдущие файлы параметрирования и конфигурирования сохраняют как архив.

220. При изменении параметрирования и конфигурации устройства РЗА направить файл параметрирования, считанный с терминала, соответствующему субъекту, выдавшему задание по настройке устройства РЗА.

Параграф 7. Внеочередные и послеаварийные проверки

221. Внеочередные проверки выполняются при частичном изменении исполнительных схем, используемых функций, режимов работы используемых функций, их взаимодействия, изменении уставок (параметрирования), при восстановлении цепей, нарушенных при ремонтах другого оборудования. Объем работ, выполняемых при внеочередной проверке, обеспечивает полноценную проверку всех выполненных изменений и в каждом конкретном случае определяется при проработке оперативной заявки и разработке программы ТО.

222. Послеаварийные проверки проводятся для выяснения причин отказов, ложной или излишней работы МП устройств РЗА. Выполняются по разрабатываемым для каждого конкретного случая разовым программам ТО.

223. При проведении указанных проверок рекомендуется контролировать работу системы самодиагностики МП устройства РЗА и, при выявлении случаев ее срабатывания (сопровождающейся перезагрузкой терминала с соответствующей фиксацией в базе данных внутренних событий), принимать соответствующие меры.

Параграф 8. Технические осмотры

224. Периодически производят технические осмотры МП терминалов и оборудования шкафов РЗА закрепленным за ПС персоналом служб РЗА. Такие осмотры также обязательно проводятся после ввода в работу первичного и вторичного оборудования после наладки, выполнения эксплуатационных ремонтных работ, когда производились изменения в режимах работы устройств РЗА.

225. При осмотрах МП терминалов проверяют наличие питания и исправное состояние устройства по статусу соответствующих сигнальных светодиодов, наличие информации о нормальном рабочем состоянии по соответствующим светодиодам и на мониторе (ЖК индикаторе) терминала (дата/время, показания токов, напряжений и так далее), отсутствие горящих светодиодов неисправности и срабатывания защитных, управляющих функций. При наличии сигналов о неисправностях устройств РЗА действуют в соответствии с местной инструкцией по эксплуатации РЗА.

226. На станциях с АСУ ТП, имеющих синхронизацию времени интегрированных подсистем от Global Positioning System

системы глобального позиционирования (далее

GPS), контролировать синхронность показаний дата/время всех терминалов и соответствие их времени точному астрономическому. На станциях, не оборудованных АСУ ТП, производить, при необходимости, корректировку показаний дата/время терминалов.

227. При осмотрах оборудования шкафов РЗА проверяют положение режимных ключей, переключателей, испытательных блоков и соответствие их положения режимам работы первичного оборудования и устройств РЗА, связи.

Приложение к Методическим указаниям по обслуживанию устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций

Таблица 1.

Периодичность проведения технического обслуживания устройств РЗА

Наименование	Цикл ТО, лет	Количество лет эксплуатации
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Устройства РЗА элементов:
электромеханические	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
микроэлектронные	6	Н	К1	-	К	-	-	В	-	-	К	-	-	В	-	-	К	-
микропроцессорные	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
Устройства РЗА, установленные в помещениях:
I категории (главный (центральный) щит управления, релейные щиты)
электромеханические	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
микроэлектронные	6	Н	К1	-	К	-	-	В	-	-	К	-	-	В	-	-	К	-
микропроцессорные	8	Н	К1	-	-	К	-	-	-	В	-	-	-	К	-	-	-	В
II категории (КРУ 6-10 кВ, РУСН 0,4 кВ) - устройства всех типов	6	Н	К1	-	К	-	-	В	-	-	К	-	-	В	-	-	К	-
III категории (повышенная вибрация) - устройства всех типов	3	Н	К1	-	В	-	-	В	-	-	В	-	-	В	-	-	В	-
Расцепители автоматических выключателей до 1000 В	6	Н	К1	-	-	-	-	В	-	-	-	-	-	В	-	-	-	-

Примечания:

1. Условные обозначения: ТО

техническое обслуживание; Н

проверка (наладка) при новом включении; К1

первый профилактический контроль; В

профилактическое восстановление; К

профилактический контроль.

2. В объем профилактического контроля устройств РЗА входит в порядок восстановление реле серий РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, РТ-40/Р, ЭВ-100, ЭВ-200, РПВ-58, РПВ-258, РТВ, РВМ, РП-8, РП-11, РП-18.

3. Периодичность тестового контроля (ТК) отражена в п.41, а опробования (О)

в п.46 настоящих Методических указаний.

Приложение 36 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

1. Настоящая Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике".

Настоящая Методика не распространяется на кабельные изделия.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) объектные нормы расхода материалов на капитальный ремонт и техническое обслуживание

среднегодовые нормы расхода материалов на принятую единицу измерения объекта-представителя, обеспечивающие работоспособное состояние линий электропередачи;

2) объект-представителей

наиболее типичные по конструкции, составу узлов и виду используемых материалов объекты характерных групп линий электропередачи.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. В настоящей Методике не учтен расход материалов на аварийно-восстановительные ремонты линий электропередачи, более низких напряжений.

4. Настоящая Методика составлена для линий электропередачи напряжением 110-220 киловольт (далее

кВ), сооруженных на металлических и железобетонных одноцепных и двухцепных опорах, для линий электропередачи напряжением 330-500 кВ на металлических и железобетонных опорах (330 кВ

одноцепных и двухцепных, 500 кВ

одноцепных, 1150 кВ- на металлических одноцепных).

5. Разработка объектных норм расхода материалов на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей осуществляется по двум составляющим:

1) расход материалов на замену элементов линий электропередачи по ресурсу их работы;

2) расход материалов на ремонт элементов линий электропередачи.

6. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание железобетонной стойки опоры ВЛ 110-500 кВ, согласно приложению 1 к настоящей Методике.

7. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание металлических опор ВЛ 110-1150 кВ, согласно приложению 2 к настоящей Методике.

11. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание тросовой оттяжки опор ВЛ 110-1150 кВ, согласно приложению 3 к настоящей Методике.

12. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание фундамента, анкерной плиты, ригеля и заземления опоры ВЛ 110-1150 кВ, согласно приложению 4 к настоящей Методике.

14. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание провода ВЛ 110 кВ, согласно приложению 5 к настоящей Методике.

15. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание провода ВЛ 220-500 кВ, согласно приложению 6 к настоящей Методике.

16. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание провода ВЛ 1150 кВ, согласно приложению 7 к настоящей Методике.

17. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание грозозащитного троса ВЛ 110-1150 кВ, согласно приложению 8 к настоящей Методике.

18. Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание стеклянных изоляторов ВЛ 110-1150 кВ, согласно приложению 9 к настоящей Методике.

Приложение 1 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание железобетонной стойки опоры ВЛ 110-500 кВ

№ п/п	Конструкция опоры	Характеристика дефекта	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Количество
1	Центрифугированная или вибрированная опора с ненапряженной или напряженной стержневой арматурой	Поперечные трещины шириной от 0,3 до 0,6 мм	Окраска поверхности бетона в зоне образования трещин	Краска (типа перхлорвиниловой эмали)1 Портландцемент марки 400-500 Кисть малярная Растворитель2 Лак Ветошь обтирочная	килограмм/квадратный метр (далее -кг/м2) кг/м2 штук (далее шт) литр/ квадратный метр (далее - л/м2) кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 2 0,05 0,1 0,1
			Заделка раствором (два варианта)	Эмульсия полихлорвинилацетатная1 Портландцемент марки 400-500 Растворитель2	кг/м2 кг/м2 л/м2	0,043 0,215 0,05
				Смесь из комплекса химических добавок, цемента и наполнителей (для наружных работ, водо и морозостойкая)4 Растворитель2	кг/м2 л/м2	0,5 0,05
		То же, шириной более 0,6 мм	Установка бандажа	Сталь круглая, диаметр 16 мм Сталь круглая горячекатаная, диаметр 5-7 мм Электроды сварочные Портландцемент марки 400-500 Песок (до 3 мм) Растворитель2 (или бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 кубический метр/квадратный метр (далее - м3/м2) л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,5
		То же по всей поверхности бетона	Замена опоры	Стойка железобетонная Ригель с креплением Металлоконструкции опор (траверсы, тросостойка) Электроды сварочные Битум или мастика битумная3 Сталь горячекатаная круглая диаметром не менее 12 мм или сталь горячекатаная полосовая размером 25х4 мм	шт шт комплект кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
2	Центрифугированная или вибрированная опора напряженной арматурой из высокопрочной проволоки (в виде отдельных проволок или прядей)	Поперечные трещины шириной от 0,05 до 0,3 мм	Окраска поверхности бетона в зоне образования трещин	Краска (типа перхлорвиниловой эмали)1 Портландцемент марки 400-500 Кисть малярная Растворитель2 Лак4 Ветошь обтирочная	кг/м2 кг/м2 шт л/м2 кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 2 0,05 0,1 0,1
		То же, шириной более 0,3 мм	Установка бандажа	Сталь круглая, диаметр 16 мм Сталь круглая горячекатаная, диаметр 5-7 мм Электроды сварочные Портландцемент марки 400-500 Песок обыкновенный Растворитель2 (или бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 м3/м2 л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,5
		То же по всей поверхности бетона	Замена опоры	Стойка железобетонная Ригель с креплением Металлоконструкции опор (траверсы, тросостойка) Электроды сварочные Битум или мастика битумная3 Сталь горячекатаная круглая диаметром не менее 12 мм или сталь горячекатаная полосовая размером 25х4 мм	шт шт комплект кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
3	Центрифугированная или вибрированная опора любой конструкции	Продольные трещины шириной раскрытия от 0,05 до 0,3 мм, независимо от количества трещин	Окраска поверхности бетона в зоне образования трещин	Краска (типа перхлорвиниловой эмали)1 Портландцемент марки 400-500 Кисть малярная Растворитель2 Лак5 Ветошь обтирочная	кг/м2 кг/м2 шт л/м2 кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 2 0,05 0,1 0,1
		То же шириной от 0,3 до 0,6 мм, но не более двух трещин в одном сечении	Заделка раствором (два варианта)	Эмульсия полихлорвинилацетатная1 Портландцемент марки 400- 500 Растворитель2	кг/м2 кг/м2 л/м2	0,043 0,215 0,05
				Смесь из комплекса химических добавок, цемента и наполнителей (для наружных работ, водо и морозостойкая)4 Растворитель2	кг/м2 л/м2	0,5 0,05
		То же шириной более 0,3 мм, при количестве трещин более двух в одном сечении	Установка бандажа	Сталь круглая d16 мм Сталь круглая горячекатаная, диаметр 5-7 мм Электроды сварочные Портландцемент марки 400-500 Песок обыкновенный Растворитель2 (или бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 м3/м2 л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,5
		То же при длине трещин более 3 м	Замена опоры	Стойка железобетонная Ригель с креплением Металлоконструкции опор (траверсы, тросостойка) Электроды сварочные Битум или мастика битумная3 Сталь горячекатаная круглая диаметром не менее 12 мм или сталь горячекатаная полосовая размером 25х4 мм	шт шт комплект кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
4	Центрифугированная или вибрированная опора любой конструкции	Оголена поперечная арматура (на длине не более 1,5- 2 м вдоль опоры)	Очистка арматуры от ржавчины. Окраска поверхности бетона, где выступает поперечная арматура	Краска (типа перхлорвиниловой эмали)1 Портландцемент марки 400-500 Бумаганаждачная Кисть малярная Растворитель2 Лак5 Ветошь обтирочная	кг/м2 кг/м2 м2/м шт л/м2 кг/м2 кг/м2	0,12 0,595 0,01 2 0,1 0,1 0,1
		Пористый бетон или узкая щель вдоль стойки	Заделка раствором (два варианта)	Эмульсия полихлорвинилацетатная1 Портландцемент марки 400-500 Песок мелкозернистый (до 0,3 мм) Растворитель2	кг/м2 кг/м2 кг/м2 л/м2	0,075 0,42 0,84 0,1
				Смесь из комплекса химических добавок, цемента и наполнителей (для наружных работ, водо и морозостойкая)4 Растворитель2	кг/м2 л/м2	0,8 0,1
		На поверхности бетона выступают пятна и потеки цвета ржавчины	Окраска поверхности бетона в зоне потеков и пятен	Краска (типа перхлорвиниловой эмали)1 Портландцемент марки 400-500 Бумага наждачная Кисть малярная Растворитель2 Лак5 Ветошь обтирочная	кг/м2 кг/м2 м2/м2 шт л/м2 кг/м2 кг/м2	1,2 6 0,1 2 0,5 1 0,2
		Шершавая поверхность бетона вследствие отслоения поверхностного слоя толщиной 3- 5 мм	Заделка раствором (два варианта)	Эмульсия полихлорвинилацетатная1 Портландцемент марки 400-500 Песок мелкозернистый (до 0,3 мм) Растворитель2	кг/м2 кг/м2 кг/м2 л/м2	0,75 4,2 8,4 0,5
				Смесь из комплекса химических добавок, цемента и наполнителей (для наружных работ, водо и морозостойкая)4 Растворитель2	кг/м2 л/м2	2 0,5
		В бетоне раковины размером 10х10 мм и глубиной 10 мм	Заделка раствором (два варианта)	Эмульсия полихлорвинилацетатная1 Портландцемент марки 400-500 Песок обыкновенный Растворитель2	кг/дм3 кг/дм3 кг/дм3 л/дм3	0,068 0,33 1 0,05
				Смесь из комплекса химических добавок, цемента и наполнителей (для наружных работ, водо и морозостойкая)4 Растворитель2	кг/дм3 л/дм3	1,8 0,05
		В бетоне раковины или сквозные отверстия площадью до 25 см2 (не более одной раковины или одного отверстия на опору при толщине бетонной стенки в зоне отверстия не менее проектной)	Установка бандажа	Сталь круглая, диаметр 16 мм Сталь круглая горячекатаная, диаметр 5-7 мм Электроды сварочные Портландцемент марки 400-500 Песок обыкновенный Растворитель2 (или бензин)	кг/м2 кг/м2 кг/м2 кг/м2 м3/м л/м2	11,4 4 0,72 40 0,1 0,1
		Раковины или отверстия площадью до 25 см2 более одного	Замена опоры	Стойка железобетонная Ригель с креплением Металлоконструкции опор (траверсы, тросостойка) Электроды сварочные Битум или мастика битумная3 Сталь горячекатаная круглая диаметром не менее 12 мм или Сталь горячекатаная полосовая размером 25х4 мм	шт шт компл кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
		Отверстие площадью до 25 см2 при толщине бетонной стенки в зоне отверстия меньше проектной	Замена опоры, если при простукивании происходитскалывание бетона и увеличения площади отверстия	Стойка железобетонная Ригель с креплением Металлоконструкции опор (траверсы, тросостойка) Электроды сварочные Битум или мастика битумная3 Сталь горячекатаная круглая диаметром не менее 12 мм или Сталь горячекатаная полосовая размером 25х4 мм	шт шт комплект кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
		Раковина или отверстие площадью более 25 см2	Замена опоры	Стойка железобетонная Ригель с креплением Металлоконструкции опор (траверсы, тросостойка) Электроды сварочные Битум или мастика битумная3 Сталь горячекатаная круглая диаметром не менее 12 мм или Сталь горячекатаная полосовая размером 25х4 мм	шт шт комплект кг кг/м2 кг кг	1 1 1 0,2 2,1 46,2 125
5	Металлоконструкции железобетонных опор (траверсы, тросостойка)	Повреждение защитного слоя металлоконструкции опор, коррозия на поверхности металла	Окраска металлоконструкций опор ВЛ 110-500 кВ, вручную кистью (в один слой / в два слоя) на 1тн металлоконструкции (три варианта)	Растворитель2 Лак битумный5 Алюминиевая пудра Олифа Ветошь обтирочная Кисть малярная Бумага наждачная	л кг кг кг кг шт м2	3/3 4,5/8,1 1,6/1,6 0,5/0,9 1,2/1,5 2/4 1
				Растворитель2 Грунтовка1 Краска (для наружных работ, атмосферостойкая)1 Олифа Ветошь обтирочная Кисть малярная Бумага наждачная	л кг кг кг кг шт м2	3/3 4,5 6,1/6,48 0,67/0,7 1,2/1,5 2/4 1
				Композиция антикоррозионная цинкнаполненная Растворитель2 Ветошь обтирочная Кисть малярная Бумага наждачная	кг л кг шт м2	10,8/13,05 0,54/0,65 1,2/1,5 2/4 1
6	Все виды железобетонных опор	Наклон стойки опоры более 10	Выправка опор	Щебень6	м3	не более 1
7	Все виды железобетонных опор	Отсутствие или обесцвечивание постоянных знаков на опоре	Нанесение постоянных знаков на 1 опору с подготовкой фона (нумерация, цепь, диспетчерское наименование и т.д.)	Растворитель (уайт-спирит)2 Грунтовка1 Краска (для наружных работ, атмосферостойкая)1 Ветошь обтирочная Кисть малярная7	л кг кг кг шт	0,03 0,02 0,047 0,2 2
Примечания. 1Тип эмульсии или краски определяется комиссией производственного участка филиала. 2Марка растворителя определяется комиссией производственного участка филиала. 3 Тип мастики битумной определяется комиссией производственного участка филиала. 4Тип смеси (шпатлевка выравнивающая, эластичный клеевой состав и т.д.) определяется комиссией производственного участка филиала. 5Тип лаков (ХСЛ, БТ и т.д.) определяются комиссией производственного участка филиала. 6Фракция щебня определяется комиссией производственного участка филиала. 7Потребность кисти малярной на одну ВЛ протяженностью до 50 км.

Приложение 2 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание металлических опор ВЛ 110-1150 кВ

№п/п	Конструкция опоры	Характеристика дефекта	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Количество
1	Металлическая опора	Повреждение элементов (угловой стали) металлоконструкций опор	Сварка одного уголка по двум концам3 50х50х5 63х63х6 75х75х6 90х90х7 100х100х7 110х110х8	Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные	Килограмм/штук (далее-кг/шт) кг/шт кг/шт кг/шт кг/шт кг/шт	0,08 0,12 0,14 0,19 0,2 0,26
			Разрезка одного уголка по двум концам3 50х50х5 63х63х6 75х75х6 90х90х7 100х100х7 110х110х8	Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные Электроды сварочные	кг/шт кг/шт кг/шт кг/шт кг/шт кг/шт	0,05 0,08 0,1 0,14 0,16 0,21
		Наклон стойки опоры более 10	Выправка опоры с применением прокладок4: - расход электродов на 1 см шва. - расход электродов на разрезку 1 см металла	Электроды сварочные Электроды сварочные	кг кг	0,06 0,07
		Повреждение защитного слоя металлоконструкции опор, коррозия на поверхности металла	Окраска металлоконструкций опор ВЛ 110- 500 кВ, вручную кистью (в один слой / в два слоя) на 1тн металлоконструкции (три варианта)5	Кисть малярная1 Бумага наждачная Растворитель Ветошь обтирочная Олифа Лак битумный 2 Алюминиевая пудра	шт м2 л кг кг кг кг	2/4 1 3 1,2/1,5 0,5/0,9 4,5/8,1 1,6
				Кисть малярная1, шт Бумага наждачная Грунтовка Растворитель Ветошь обтирочная Олифа Краска (атмосферостойкие)	шт м2 кг л кг кг кг	2/4 1 0/4,5 3 1,2/1,5 0,67/0,7 6,1/6,48
				Кисть малярная1 Бумага наждачная Растворитель Композиция антикоррозионная цинкнаполненная Ветошь обтирочная	шт м2 л кг кг	2/4 1 0,54/0,65 10,8/13,05 1,2/1,5
		Отсутствие или обесцвечивание постоянных знаков на опоре	Нанесение постоянных знаков на 1 опору с подготовкой фона (нумерация, цепь, диспетчерское наименование)	Кисть малярная1 Грунтовка Растворитель Ветошь обтирочная Краска (атмосферостойкие)	шт кг л кг кг	2 0,02 0,03 0,2 0,047
Примечания. 1Потребность кисти малярной на одну ВЛ протяженностью до 50 км. 2Тип лака определяется комиссией производственного участка филиала. 3Потребность стали угловой не превышает 15% от общего веса опоры. На разрезку стали допускается использовать другие материалы (газ пропан, кислород, отрезной круг). 4Суммарная высота прокладок не превышает 40 мм. 5В зависимости от типа красок и лака применяется растворитель или олифа. При этом марка растворителя или олифы определяются комиссией производственного участка филиала.

Приложение 3 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание тросовой оттяжки опор ВЛ 110-1150 кВ

Конструкция тросовой оттяжки опор	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Тросовая оттяжка опор	Наложение бандажа на 10 см поврежденного участка.	Проволока алюминиевая	кг	0,1
	Установка ремонтного зажима	Бумага наждачная Смазка электро-техническая3 Зажим ремонтный Бензин	м2 кг шт л	0,01 0,01 1 0,1
	Смазка одной тросовой оттяжки для ВЛ 110 кВ для ВЛ 220 кВ для ВЛ 330-500 кВ для ВЛ 1150 кВ	Растворитель Растворитель Смазка электро-техническая3 Растворитель Смазка электро-техническая3 Растворитель Смазка электро-техническая3 Растворитель Смазка электро-техническая3	л кг л кг л кг л кг л кг	0,03 0,12 0,04 0,14 0,04 0,15 0,08 0,29 0,1 0,4
U-образный болт тросовой оттяжки	Регулировка при коррозии анкерного болта с гайками (два варианта) на 100 шт оттяжек	Газ пропан Кислород	кг кг	10 6
		Средство универсальное для облегчения раскручивания болтовых соединений4	шт	1 (200 мл)
	Антикоррозионное покрытие одного анкерного U-образного болта	Лак битумный2,	кг	0,2
	Смазка резьбовых частей одного анкерного U-образного болта	Смазка электро-техническая3	кг	0,05
Примечания. 1 Марка растворителя определяется комиссией производственного участка филиала. 2 Тип лака определяется комиссией производственного участка филиала. 3 Марка смазки электротехнической (ЗЭС и т.д.) определяется комиссией производственного участка филиала. 4 Тип средства универсального определяется комиссией производственного участка филиала.

Приложение 4 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание фундамента, анкерной плиты, ригеля и заземления опоры ВЛ 110-1150 кВ

Конструкция опоры	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Фундаменты опор	Ремонт фундамента опоры без изготовления опалубки	Портландцемент Песчано-гравийная смесь1	тн м3	0,02 0,06
	Ремонт фундамента опоры с изготовлением опалубки	Доска обрезная 20 мм Гвозди строительные 70 мм Портландцемент Песчано-гравийная смесь1	м3 кг тн м3	0,03 0,3 0,05 0,11
Фундаменты, анкерные плиты и ригеля опор	Гидроизоляция 1 м2 поверхности железобетонных изделий.	Битум или мастика битумная2 Рубероид Ветошь обтирочная	кг м2 кг	2,1 1 0,06
Заземления опоры	Прокладка или восстановление заземления одной опоры (два варианта).	Электроды сварочные, Сталь круглая диаметром не менее 12 мм	кг тн	0,2 0,046
		Электроды сварочные, Сталь полосовая	кг тн	0,2 0,125
	Устранение обрыва заземления на одну опору	Электроды сварочные	кг	0,01
Примечания. 1 Допускается заменять песчано-гравийную смесь на другой аналогичный состав (отсев, песок со щебнем фракцией 5-20 мм и т.д.). 2 Тип мастики битумной определяется комиссией производственного участка филиала.

Приложение 5 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание провода ВЛ 110 кВ

Конструкция провода	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Провод ВЛ 110 кВ	Закрепление оборванных или поврежденных проволок, установка бандажа на 10 см поврежденного участка провода	Проволока алюминиевая	кг	0,2
	Ремонт места повреждения с помощью ремонтных зажимов, монтируемых методом опрессования.	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,01 0,01 0,03 1
	Вставка провода в пролете	Провод сталеалюминевый Полотно ножовочное Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн шт л л м2 кг шт	0,0109 1 0,2 0,01 0,2 0,06 2
	Вставка провода у основания зажима с ограниченной прочностью	Провод сталеалюминевый Полотно ножовочное Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн шт л л м2 кг шт	0,0423 1 0,2 0,01 0,2 0,06 2
	Вставка провода в шлейфе (два варианта)	Провод сталеалюминевый Шнур асбестовый (д 2-4 мм) Патрон термитный Спички термитные Полотно ножовочное Бумага наждачная	тн м шт шт шт м2	0,002 1 2 2 1 0,2
		Провод сталеалюминевый Бензин Полотно ножовочное Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн л шт л м2 кг шт	0,002 0,2 1 0,01 02 0,06 2
	Соединение провода в шлейфе (два варианта)	Шнур асбестовый (д 2-4 мм) Патрон термитный Спички термитные	м шт шт	0,5 1 1
		Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,1 0,03 1
	Ремонт провода в шлейфе	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,1 0,03 1

Приложение 6 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание провода ВЛ 220-500 кВ

Конструкция провода	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Провод ВЛ 220-500 кВ	Закрепление оборванных или поврежденных проволок, установка бандажа на 10 см поврежденного участка провода	Проволока алюминиевая	кг	0,3
	Ремонт места повреждения с помощью ремонтных зажимов, монтируемых методом опрессования.	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,01 0,11 1
	Вставка провода в пролете	Провод сталеалюминевый Полотно ножовочное Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн шт л л м2 кг шт	0,0556 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Вставка провода у основания зажима с ограниченной прочностью	Провод сталеалюминевый Полотно ножовочное Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн шт л л м2 кг шт	0,0926 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Вставка провода в шлейфе (два варианта)	Провод сталеалюминевый Шнур асбестовый (д 2-4 мм) Патрон термитный Спички термитные Полотно ножовочное Бумага наждачная	тн м шт шт шт м2	0,003 1 2 2 1 0,2
		Провод сталеалюминевый Бензин Полотно ножовочное Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн л шт л м2 кг шт	0,003 0,2 1 0,04 02 0,22 2
	Соединение одного провода в шлейфе (два варианта)	Шнур асбестовый (д 2-4 мм) Патрон термитный Спички термитные	м шт шт	0,5 1 1
		Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,1 0,11 1
	Ремонт одного провода в шлейфе	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,1 0,11 1

Приложение 7 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание провода ВЛ 1150 кВ

Конструкция провода, грозозащитного троса	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Провод ВЛ 1150 кВ	Закрепление оборванных или поврежденных проволок, установка бандажа на 10 см поврежденного участка провода	Проволока алюминиевая	кг	0,3
	Ремонт места повреждения с помощью ремонтных зажимов, монтируемых методом опрессования.	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,01 0,11 1
	Вставка провода в пролете	Провод сталеалюминевый Полотно ножовочное Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн шт л л м2 кг шт	0,0556 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Вставка провода у основания зажима с ограниченной прочностью	Провод сталеалюминевый Полотно ножовочное Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн шт л л м2 кг шт	0,0926 1 0,2 0,04 0,2 0,22 2
	Вставка провода в шлейфе (два варианта)	Провод сталеалюминевый Шнур асбестовый (д 2-4 мм) Патрон термитный Спички термитные Полотно ножовочное Бумага наждачная	тн м шт шт шт м2	0,005 1 2 2 1 0,2
		Провод сталеалюминевый Бензин Полотно ножовочное Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн л шт л м2 кг шт	0,005 0,2 1 0,04 02 0,22 2
	Соединение одного провода в шлейфе (два варианта)	Шнур асбестовый (д 2-4 мм) Патрон термитный Спички термитные	м шт шт	0,5 1 1
		Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,1 0,11 1
	Ремонт одного провода в шлейфе	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,1 0,11 1

Приложение 8 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание грозозащитного троса ВЛ 110-1150 кВ

Конструкция грозозащитного троса	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Грозозащитный трос	Закрепление оборванных или поврежденных проволок, установка бандажа на 10 см поврежденного участка грозозащитного троса	Проволока стальная оцинкованная мягкая	кг	0,1
	Ремонт места повреждения с помощью ремонтного зажима, монтируемых методом опрессования.	Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим ремонтный	л л м2 кг шт	0,1 0,02 0,01 0,11 1
	Вставка грозозащитного троса в пролете	Трос грозозащитный3 Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн л л м2 кг шт	0,0062 0,2 0,04 0,02 0,04 2
	Вставка грозозащитного троса у основания зажима с ограниченной прочностью	Трос грозозащитный3 Бензин Растворитель1 Бумага наждачная Смазка электротехническая2 Зажим соединительный	тн л л м2 кг шт	0,0311 0,2 0,04 0,02 0,04 2
	Смазка 1 км грозозащитного троса	Растворитель1 Смазка электротехническая2	л кг	5 25
Примечание: 1 Марка растворителя определяется комиссией производственного участка филиала. 2 Марка смазки электротехнической (ЗЭС и т.д.) определяется комиссией производственного участка филиала. 3 Для заменяемого участка ОКГТ, длина определяется работниками службы связи, эксплуатирующими эту линию связи, совместно с линейным персоналом.

Приложение 9 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более

Нормы расхода материалов на ремонтно-эксплуатационное обслуживание стеклянных изоляторов ВЛ 110-1150 кВ

Конструкция стеклянных изоляторов	Вид работ	Наименование материала	Ед. изм.	Кол-во
Стеклянные изоляторы	Очищение одного изолятора от пыли и грязи	Ветошь обтирочная, кг	кг	0,1
	Очищение от стойкого загрязнения (два варианта) на 20 шт изоляторов	Ветошь обтирочная, кг Средство для чистки (аэрозоль)2, шт	кг шт	2 1 (200 мл)
		Ветошь обтирочная, кг Средство для чистки (паста)2, кг	кг кг	2 2
Примечание: 1 Тип гидрофобной пасты определяется комиссией производственного участка филиала. 2 Марка и тип средства для чистки определяется комиссией производственного участка филиала.

Приложение 37 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт (далее

кВ) и более (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для разработки отраслевых норм расхода материалов на капитальный ремонт и техническое обслуживание подстанций напряжением 110 кВ и более, являющихся основанием для получения фондов на материалы по номенклатуре и соответствующих объектных норм расхода материалов.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) объектные нормы расхода материалов на капитальный ремонт и техническое обслуживание

это среднегодовые нормы расхода материалов на принятую единицу измерения объекта-представителя, обеспечивающие работоспособное состояние линий электропередачи или оборудования подстанций;

2) объект-представителей

наиболее типичные по конструкции, составу узлов и виду используемых материалов объекты характерных групп оборудования линий электропередачи.

. Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Разработка объектных норм расхода материалов на ремонт и техническое обслуживание осуществляется на основе действующей системы планово-предупредительного ремонта, с учетом ресурса работы оборудования подстанций и согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

4. Исходными данными для расчета норм являются нормы расхода материалов на единичные капитальные и текущие ремонты оборудования подстанций и периодичности выполнения работ согласно таблицам 1-7 приложения 3 к настоящей Методике.

Замена норм производится лишь в случае изменения конструкции, материалов и технологии ремонта оборудования подстанций.

Глава 2. Расчет объектных норм расхода материалов на капитальный ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций

5. Разработка объектных норм расхода материалов на ремонт и техническое обслуживание подстанций осуществляется по расходу материалов на ремонт элементов оборудования.

6. Нормирование расхода материалов на ремонт и техническое обслуживание по ресурсу работы осуществляется для элементов (составных частей) объектов-представителей, отказами в работе вызывается необходимость их замены, а потерявшие работоспособность элементы, не подлежат ремонту, согласно приложению 1 к настоящей Методике.

7. Расчет портативной потребности в материалах для замены элементов объектов-представителей с нормативной характеристики потока отказов указанных элементов осуществляется в следующем порядке:

1) на характеристике потока отказов устанавливаются y-интегралы по сроку эксплуатации оборудования с близкими значениями относительной величины ежегодных отказов (l^yотнос._qiгод) q-го элемента на i-ом объекте-представителе;

2) определяется ежегодное количество отказов (l^y_qiгод) q-го элемента в единице измерения (километр (далее

км), штук (далее - шт.)) i-го объекта-представителя в y-ом интервале срока эксплуатации:

l^y_qiгод = l^yотнос._qiгод

n_qi , (1)

где l^yотнос._qiгод

относительная величина ежегодных отказов q-го элемента на i-ом объекте-представителе, единиц на единицу измерения (далее - ед./ед. изм.);

n_qi

количество q-ых элементов в единице измерения i-го объекта-представителя, ед./ед. изм.;

3) определяется ежегодное средневзвешенное по интервалам количество отказов (l^yср_qiгод) q-ых элементов в единице измерений i-го объекта-представителя в подстанции:

(2)

где l^yср_qiгод

ежегодное средневзвешенное по интервалам количество отказов q-ых элементов в единице измерений i-го объекта-представителя в подстанции;

l_i^y

количество единиц измерения (км, шт.) в y-ом интервале срока эксплуатации оборудования подстанции;

4) определяется первая составляющая объектной нормы

среднегодовая нормативная потребность Q'

_i в

-материале на единицу измерения i-го объекта-представителя для замены q-ых элементов, при этом расход материалов на замену указанных элементов Q'

_qi принимается на основе норм расхода материалов на выполнение отдельных работ по замене одного q-го элемента i-го объекта-представителя:

(3)

где Q'

_qi - расход материалов на замену указанных элементов, физических единиц на единицу измерения в год (далее - физ. ед./ед. изм. год).

5) рассматриваемая составляющая среднегодовой объектной нормы расхода материалов по ресурсу работы элементов, включает в свой состав вместе с материалами, расходуемыми непосредственно на заменяемый элемент, материалы, обусловленные технологией замены элемента.

8. Расчет второй составляющей объектной среднегодовой нормы расхода материалов Q"

_i осуществляется для ситуаций, когда элемент при его износе заменяется не целиком, а осуществляется ремонт его узлов.

Расчет указанной составляющей объектной нормы осуществляется на основе норм расхода материалов по видам работ на объекте-представителе и значениям длительности межремонтных периодов работ согласно таблицам 1 и 2 приложения 5 к настоящей Методике.

Приведение расхода материалов по видам работ на элементах объекта к году осуществляется делением их значений на соответствующую этим работам длительность межремонтного периода.

9. Для расчета второй составляющей объектной среднегодовой нормы расхода материалов рекомендуется следующая формула:

(4)

где Q"

_mxi

норма расхода

-материала при выполнении работы m-видана x-ом элементе(узле) i-го объекта-представителя, физ. ед./ед. изм. год;

Т_mxi

межремонтный период выполнения работы m-видана x-ом элементе i-го объекта-представителя;

n_xi

количество x-ых элементов(узлов) на единицу измерения i-го объекта-представителя.

10. Объектная среднегодовая норма расхода материалов на единицу объекта-представителя Q

_i определяется как сумма составляющих Q'

_i и Q"

_i:

(5)

где Q'

_i

первая составляющая объектной нормы среднегодовой нормы расхода материалов, физических единиц на год в единицах измерения объекта (далее - физ. ед./ год

ед. изм. объекта);

Q"

_i - вторая составляющая объектной среднегодовой нормы расхода материалов, физ. ед./ год

ед. изм. объекта.

11. Для подстанций, расположенных в сложных условиях эксплуатации (болота, горы, зоны повышенного загрязнения изоляции), разрабатываются поправочные коэффициенты к объектным нормам или индивидуальные нормы.

12. Номенклатура подлежащих нормированию материалов определяется на основе технологических карт ремонта, проектной документации и данных ежегодных заявок на материалы подстанций.

Перечень материалов, необходимых для ремонта и технического обслуживания подстанций приводится согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Пример расчета норм расхода материалов на ремонт трансформаторных подстанций приводится согласно приложению 4 к настоящей Методике.

13. Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций на единицу балансовой стоимости основных фондов энергопередающей организации применяются для:

1) перспективного планирования объемов материалов и изделий на ремонт;

2) разработки ориентировочной нормы расхода материалов и изделий в целом по организации с многочисленными структурными подразделениями компании.

14. Нормы расхода материалов и изделий на единицу балансовой стоимости основных фондов энергопередающей организации разрабатываются на 1 миллион тенге балансовой стоимости основных фондов (далее

единица балансовой стоимости).

15. В качестве исходной базы для расчета норм расхода материалов и изделий на единицу балансовой стоимости принимаются нормы расхода материалов и изделий на единицу объекта.

16. Расчет норм материалов и изделий на единицу балансовой стоимости ведется сквозным методом. Определяется полная годовая потребность по каждому виду нормируемых материалов и изделий по организации в целом.

17. Расчет нормы потребности (расхода) материалов и изделий

единиц/миллион тенге в год (ед./млн. тенге год) на единицу балансовой стоимости выполняется по формуле:

(6)

где

норма потребности энергопередающей организации в

-материале или изделии;

балансовая стоимость основных фондов энергопередающей организации в целом;

расчетная годовая потребность энергопередающей организации в

-материале или изделии (физ.ед/год).

18. Расчетная годовая потребность

энергопередающей организации в

-материале или изделии определяется по формуле:

(7)

где

расчетная годовая потребность в

-материале или изделии на ремонт ВЛ напряжением до 220 кВ включительно;

расчетная годовая потребность в

-материале или изделии на ремонт подстанции напряжением до 220 кВ включительно;

расчетная годовая потребность в

-материале или изделии на ремонт распределительной сети;

расчетная годовая потребность в

-материале или изделии на ремонт трансформаторной подстанции.

19. Значения каждой из вышеуказанных составляющих определяется суммой годовой потребности в

-материале и изделии всех единиц объектов энергопередающей организации, рассчитываемой на основе норм среднегодового расхода материалов и изделий единиц объектов энергопередающей организации

Для подстанции расчет

(физ.ед/год) выполняется по формуле:

(8)

где

материал или изделие объекта ПС i -го типа;

среднегодовая норма расхода

-материала или изделия подстанции i -го типа.

Аналогично рассчитываются значения

.

20. Расчет фондов на материально-технические ресурсы для ремонтно-эксплуатационных нужд на будущий год производится в июле текущего года на основании информации из паспортных характеристик, о техническом состоянии и повреждаемости оборудования по состоянию на 31 декабря отчетного года определяется по формуле:

, (9)

где Ф_i

фонды i-го структурного подразделения;

V_i^д - объем дефектного материала (оборудования) i-го структурного подразделения по состоянию на 31 декабря отчетного периода;

V_iⁿ - объем поврежденного материала (оборудования) в течении отчетного года;

Т^з

расчетный период замены дефектного материала (оборудования), лет рассчитывается по формуле:

(10)

где Ф

объем фондов, предназначенных для распределения между n структурными подразделениями.

21. Расчет удельных фондов определяется по формуле:

Ф_i^уд=(Ф_ii/V^у)

100%. (11)

Приложение 1 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более

Примерный перечень объектов-представителей, входящих в характерную группу подстанций напряжением 110 кВ и выше

Силовые трансформаторы, реакторы.

Выключатели воздушные.

Выключатели масляные.

Выключатели вакуумные.

Выключатели элегазовые.

Выключатели нагрузки.

Отделители.

Короткозамыкатели.

Синхронные компенсаторы.

Трансформаторы напряжения.

Трансформаторы тока.

Разъединители.

Разрядники.

Изоляторы.

Шины.

Аккумуляторные батареи.

Выпрямительные устройства.

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией.

Приложение 2 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более

Перечень материалов, необходимый для ремонта и технического обслуживания подстанций

Токопроводящие шины.

Провод.

Кабель.

Изоляторы.

Сталь профилированная.

Наконечники кабельные.

Аппаратные и петлевые зажимы.

Натяжная, поддерживающая и сцепная арматура.

Разрядники.

Предохранители с плавкими вставками.

Масло трансформаторное.

Силикагель.

Цеолит.

Краска нитро.

Лак 177.

Лак бакелитовый.

Бензин.

Щелочь.

Салфетки технические.

Смазка ЦИАТИМ.

Мастика кабельная.

Лента изоляционная.

Лента киперная.

Лакоткань.

Асбест листовой.

Трубка ПХВ.

Болты с шайбами и гайками.

Арматура низковольтная.

Лампы электрические.

Паста для мытья рук.

Резина маслостойкая уплотнительная.

Губки и ножи к разъединителям.

Металлокерамические контакты к выключателям.

Выключатели вакуумные.

Выключатели элегазовые

Выпрямительные устройства.

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией.

Приложение 3 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более

Таблица 1

Трансформаторы силовые двухобмоточные класса напряжения 110кВ

№ п/п		Наименование материалов			Ед. изм.			Мощность трансформаторов, кВА (с ПБВ и РПН)
								2500/ 4000		6300/ 10000		16000			25000			32000/ 40000			63000			80000			125000			200000/ 250000			2500/ 4000			6300/ 10000			16000			25000			32000/ 40000			63000			80000			125000			200000/ 250000
								Нормы расхода материалов на ремонт
								по типовой номенклатуре работ																									с заменой обмоток и изоляции
1		2			3			4		5		6			7			8			9			10			11			12			13			14			15			16			17			18			19			20			21
1.		Асбестовые изделия
1.1.		Шнуры асбестовые			кг			0,1		0,1		0,1			0,1			0,1			0,1			0,1			0,15			0,2			0,8			0,8			0,8			1			1			1			1			1,5			1,6
1.2.		Картон асбестовый			кг			10		10		10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			15			20			20			25			30
1.3.		Ткани асбестовые1)			м2			35		40		50			55			60			70			75			80			100			35			40			50			55			60			70			75			80			100
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91).
2.		Бумажная продукция
2.1.		Электрокартонэлектроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением
2.1.1.		марки А (для цилиндров)			кг			-		-		-			-			-			-			-			-			-			200			200			300			340			380			450			470			500			600
2.1.2.		марки Б (прочие изделия)			кг			-		-		-			-			-			-			-			-			-			150			200			320			400			500			600			700			750			800
2.1.3.		марки В (прокладки)			кг			-		-		-			-			-			-			-			-			-			150			170			210			300			450			500			600			700			800
2.1.4.		рулонный марки Г			кг			1,5		2		2			3			3			3,5			3,5			4			4			30			30			30			45			45			45			60			60			60
2.2.		Бумага кабельная КВМ-1202)			кг			0,1		0,15		0,2			0,25			0,3			0,35			0,4			0,45			0,5			2			2			2			2			2			2			2			2			2
2.3.		Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ			кг			0,1		0,15		0,2			0,25			0,3			0,35			0,4			0,45			0,5			1,8			1,8			1,8			1,8			1,8			1,8			1,8			1,8			1,8
2.4.		Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1202)			кг			0,1		0,15		0,2			0,25			0,3			0,35			0,4			0,45			0,5			2			2			2			2			2			2			2			2			2
1) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. 2) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 10 кг для изоляции отводов обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)				кг		-			-			-			-			-			-			-			-			-			1200			2600			4200			7000			10500			11500			13400			11000			28500
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные2):
	Длина кабеля		утепленного бака		м		420			420			480			520			520			520			530			480			520			420			420			480			520			520			520			530			480			520
			неутепленного бака		м		310			310			350			380			380			380			380			340			370			310			310			350			380			380			380			380			340			370
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)				м		-			-			-			-			-			-			-			-			-			20			20			25			35			45			65			85			120			-
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)				м		12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12			12
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Длина проводов приведена для замены всех отводов. Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов мощностью 16-80 МВА к указанным в таблице значениям необходимо добавить длину отводов обмотки РО, равную 190 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.	Лакокрасочные материалы
4.1.	Краски масляные, готовые к применению					кг	0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5			0,5
4.2.	Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951)					кг	-			-			-			-			-			-			-			-			-			6			15			20			35			53			55			65			55			130
4.3.	Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж					кг	1			1,25			1,25			1,3			1,4			1,6			1,8			2			2,5			4			5			5			5,2			5,6			6,5			7			8			10
4.4.	Эмали ПФ-115					кг	20			25			25			26			28			30			35			40			50			20			25			25			26			28			30			35			40			50
4.5.	Шпатлевки					кг	4			5			5			5,2			5,6			6,5			7			8			10			4			5			5			5,2			5,6			6,5			7			8			10
4.6.	Растворитель 646 для лакокрасочных материалов					кг	6			7,5			7,5			7,8			8,4			9,8			10,5			12			15			6			7,5			7,5			7,8			8,4			9,8			10,5			12			15
4.7.	Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов					кг	1,5			1,5			2			2,6			4			4			4			4,5			5			1,5			1,5			2			2,6			4			4			4			4,5			5
4.8.	Лак КФ-965					кг	Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.	Лаки бакелитовые ЛБС					кг	-			-			-			-			-			-			-			-			-			3,5			4,6			7			9,5			11,5			14			16,5			17,5			18,5
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 15 м. Для трансформаторов с РПН расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 1200 м. Применяется для пропитки обмоток в соответствии с технологией завода-изготовителя. Рекомендуется для пропитки регулировочных обмоток. Расход лака определяется по месту.
5.		Метизы
5.1.		Болты с шестигранной головкой			кг			7		7		7			10			10			15			15			15			20			7			7			7			10			10			15			15			15			20
5.2.		Гайки шестигранные			кг			2,5		2,5		2,5			3,5			3,5			5			5			5			7			2,5			2,5			2,5			3,5			3,5			5			5			5			7
5.3.		Гвозди проволочные			кг			1,5		1,5		1,5			2			2			2			2,5			2,5			3			1,5			1,5			1,5			2			2			2			2,5			2,5			3
6.		Нефтепродукты
6.1.		Масло трансформаторное1)			кг			6700		14500		15000			18000			23500			26000			28000			29000			31000			6700			14500			15000			18000			23500			26000			28000			29000			31000
6.2.		Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-208			кг			4		4		4			4			5			5			5			5			5			7			7			7			7			10			10			10			10			10
6.3.		Смазка, солидол жировой			кг			Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.		Парафины нефтяные твердые			кг			-		-		-			-			-			-			-			-			-			0,4			0,4			0,4			0,5			0,6			0,6			0,8			0,8			1
6.5.		Уайт-спирит			кг			2,5		2,5		3			3			3,5			3,5			4			4,5			4,5			2,5			2,5			3			3			3,5			3,5			4			4,5			4,5
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.		Пиломатериалы, в том числе
7.1.		Пиломатериалы лиственных пород1)			м3			0,2		0,2		0,25			0,25			0,3			0,3			0,3			0,4			0,5			0,2			0,2			0,25			0,25			0,3			0,3			0,3			0,4			0,5
8.		Прокат черных металлов
8.1.		Уголки стальные горячекатаные равнополочные			кг			200		200		220			220			220			250			250			350			450			200			200			220			220			220			250			250			350			450
9.		Прочие материалы
9.1.		Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей1)			кг			1,3		1,3		1,5			1,5			1,5			1,5			1,8			1,8			1,8			1,3			1,3			1,5			1,5			1,5			1,5			1,8			1,8			1,8
9.2.		Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х2)			м			35		35		35			40			45			50			60			70			80			35			35			35			40			45			50			60			70			80
9.3.		Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки3)			кг			2		2		2,5			2,5			3			3			3,5			3,5			3,5			2			2			2,5			2,5			3			3			3,5			3,5			3,5
9.4.		Пленка полиэтиленовая			м2			-		-		-			-			-			-			-			-			-			30			30			40			40			45			50			60			70			100
9.5.		Канифоль сосновая			кг			0,3		0,4		0,4			0,5			0,6			0,6			0,8			0,8			0,8			0,4			0,4			0,6			0,6			0,8			0,8			1			1,2			1,4
9.6.		Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 (порошок)			кг			0,1		0,1		0,2			0,3			0,35			0,4			0,5			0,5			0,55			0,3			0,4			0,6			0,8			1			1,2			1,4			1,5			1,6
9.7.		Двуокись углерода твердая			кг			Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) Осуществлять замену при необходимости. 2) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 3) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.		Резинотехнические изделия
10.1.		Пластина резиновая для трансформаторов УМ:
10.1.1.		резина полосовая1)			кг				4		4,5			5,5			5,5			6			6			7			7			10			4			4,5			5,5			5,5			6			6			7			7			10
10.1.2.		резина 1)рулонная			кг				15		15			15			15			15			20			25			30			35			15			15			15			15			15			20			25			30			35
10.1.3.		кольца резиновые для вводов НН и СН1)			шт.				4		4			4			7			7			7			13			13			13			4			4			4			7			7			7			13			13			13
10.1.4.		прокладки резиновые1,2)		"Д"	шт.				6		8			16			20			24			28			28			-			-			6			8			16			20			24			28			28			-			-
				"ДЦ"	шт.				-		-			-			-			-			-			-			10			14			-			-			-			-			-			-			-			10			14
10.2.		Клей 88 СА			кг				0,5		0,6			0,65			0,7			0,7			0,7			0,8			1,4			1,6			0,5			0,6			0,65			0,7			0,7			0,7			0,8			1,4			1,6
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ) Количество прокладок уточняется по месту.
11.		Текстильные материалы
11.1.		Ветошь обтирочная			кг				2		2			3			3			4			4			5			5			5			4			4			6			6			8			8			10			10			10
11.2.		Лакоткань электроизоляционная ЛХММ-105 0,241)			м				1		1,10			1,2			1,3			1,5			1,6			1,7			1,8			2			5			5			5			5			7			10			12			12			12
11.3.		Ленты для электропромышленности:
11.3.1.		киперная ЛЭ 20-24 х/б			м				10		10			12			13			15			15			17			20			25			200			200			250			270			300			300			350			400			500
11.3.2.		тафтяная ЛЭ 20-32 х/б2)			м				15		15			20			30			46			80			120			150			150			150			150			200			300			460			800			1200			1500			1500
12.		Химикаты
12.1.		Бура			кг				0,02		0,02			0,02			0,025			0,025			0,03			0,03			0,03			0,03			0,04			0,04			0,04			0,05			0,05			0,06			0,06			0,06			0,06
12.2.		Силикагель технический			кг				70		145			150			180			235			260			280			290			310			70			145			150			180			235			260			280			290			310
12.3.		Силикагель-индикатор			кг				0,2		0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2			0,2
12.4.		Водно-спиртовый раствор			кг				0,2		0,2			0,25			0,25			0,3			0,3			0,35			0,4			0,45			0,4			0,4			0,5			0,5			0,6			0,6			0,7			0,8			0,9
12.5.		Ацетон технический			кг				1		1			1			1,5			1,5			1,5			2			2			2			2			2			2			3			3			3			4			4			4
13.		Цветные металлы и сплавы
13.1.		Листы и полосы медные M11,2)			кг				0,1		0,1			0,2			0,3			0,4			0,8			1,3			1,7			3,5			0,2			0,2			0,4			0,6			0,8			1,6			2,6			3,4			7
13.2.		Сплавы медно-фосфористые МФ-103)			кг				0,05		0,05			0,05			0,08			0,08			0,12			0,17			0,17			0,2			0,8			0,8			0,8			1,2			1,2			1,8			2,5			2,5			3
13.3.		Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-404)			кг				0,16		0,16			0,16			0,16			0,16			0,14			0,13			0,1			0,1			1,6			1,6			1,6			1,6			1,6			1,4			1,3			1,2			1,1
13.4.		Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр15			кг				-		-			-			-			-			-			-			-			-			0,2			0,2			0,2			0,25			0,25			0,25			0,3			0,3			0,5
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91). 2) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 3) Для трансформаторов мощностью 63-250 МВА расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 4) Расход припоя дан в случае замены вводов 110 кВ.
14.		Электроизоляционные материалы
14.1.		Гетинакс электротехнический листовой V-1			кг				10		10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10			10
14.2.		Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые			кг				2		2			2,5			2,5			2,5			3			3			3			3			4			4			5			5			5			6			6			6			6

Таблица 2

Трансформаторы силовые трехобмоточные класса напряжения 110 кВ

п/п	Наименование материалов			Единица измерения	Мощность трансформаторов, кВА (с ПБВ и РПН)
					6300	10000	16000	25000	40000	63000	80000	6300	10000	16000	25000	40000	63000	80000
					Нормы расхода материалов на ремонт
					по типовой номенклатуре работ							с заменой обмоток и изоляции
1	2			3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	26	17
1.	Асбестовые изделия
1.1.	Шнуры асбестовые			кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	1	1	1	1	2	2	2
1.2.	Картон асбестовый КАОН			кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	15	20	20
1.3.	Ткани асбестовые			м2	50	55	65	70	75	80	90	50	55	65	70	75	80	90
2.	Бумажная продукция
2.1.	Электрокартонэлектроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением:
2.1.1	марки А (для цилиндров)			кг	-	-	-	-	-	-	-	200	240	400	450	500	650	700
2.1.2.	марки Б (прочие изделия)			кг	-	-	-	-	-	-	-	250	300	400	500	650	800	1000
2.1.3.	марки В (прокладки)			кг	-	-	-	-	-	-	-	150	190	300	400	450	600	700
2.1.4.	рулонный марки Г			кг	1,75	2	2	2	2,75	2,75	3,5	35	40	40	40	55	55	70
2.2.	Бумага кабельная КВМ-1201,2)			кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
2.3.	Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ			кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
2.4.	Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1202)			кг	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91). 2) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 10 кг для обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)			кг	-	-	-	-	-	-	-	3400	4500	7300	9500	13000	18000	20000
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные2):
	Длина кабеля	утепленного бака		м	380	400	450	490	500	480	510	380	400	450	490	500	480	510
		неутепленного бака		м	270	300	320	350	360	340	370	270	300	320	350	360	340	370
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)			м	-	-	-	-	-	-	-	28	28	35	45	65	80	100
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)			м	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Длина проводов приведена для замены всех отводов. Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов с РПН к указанным в таблице значениям необходимо добавить длину отводов обмотки РО, равную 190 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.	Лакокрасочные материалы
4.1.	Краски масляные, готовые к применению			кг	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
4.2.	Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951,2,3)			кг	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	17	22,5	36,5	47,5	75	90	100
4.3.	Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж			кг	1	1	1,5	1,5	1,5	2	2	4	5	6	6	6	7	8
4.4.	Эмали ПФ-115			кг	20	25	30	30	30	35	40	20	25	30	30	30	35	40
4.5.	Шпатлевки			кг	1	1	1,5	1,5	1,5	2	2	4	5	6	6	6	7	8
4.6.	Растворитель 646 для лакокрасочных материалов			кг	7	8	10	10	10	12	14	7	8	10	10	10	12	14
4.7.	Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов			кг	2	3	3	3	3	4	5	2	3	3	3	3	4	5
4.8.	Лак КФ-965			кг	Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.	Лаки бакелитовые ЛБС			кг	-	-	-	-	-	-	-	6	7	9,5	12	17	24	28
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 18 м. 2) Для трансформаторов с РПН расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 1400 м. 3) Применяется для пропитки обмоток в соответствии с технологией завода-изготовителя. Рекомендуется для пропитки регулировочных обмоток. Расход лака уточняется по месту.
5.	Метизы
5.1.	Болты с шестигранной головкой			кг	10	10	10	10	13	18	18	10	10	10	10	13	18	18
5.2.	Гайки шестигранные			кг	3	3	3	3	4	5	5	3	3	3	3	4	5	5
5.3.	Гвозди проволочные			кг	2	2	2	2,5	2,5	3	3	2	2	2	2,5	2,5	3	3
6.	Нефтепродукты
6.1.	Масла трансформаторные1)			кг	18000	19000	21000	24000	35000	36000	38000	18000	19000	21000	24000	35000	36000	38000
6.2.	Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-208			кг	4	4	4	5	5	5	5	7	7	7	10	10	10	10
6.3.	Смазка, солидол жировой			кг	Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.	Парафины нефтяные твердые			кг	-	-	-	-	-	-	-	0,5	0,5	0,6	0,7	1	1	1,2
6.5.	Уайт-спирит			кг	3	3	3,5	3,5	4	5	5	3	3	3,5	3,5	4	5	5
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.	Пиломатериалы, в том числе
7.1.	Пиломатериалы лиственных пород1)			м3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,5	0,5	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,5	0,5
8.	Прокат черных металлов
8.1.	Уголки стальные горячекатаные равнополочные			кг	200	200	200	250	250	300	350	200	200	200	250	250	300	350
9.	Прочие материалы
9.1.	Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей1)			кг	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
9.2.	Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х2)			м	40	45	45	50	55	60	70	40	45	45	50	55	60	70
9.3.	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки3)			кг	2,5	2,5	2,5	4	4	4,5	5	2,5	2,5	2,5	4	4	4,5	5
9.4.	Пленка полиэтиленовая			м2	-	-	-	-	-	-	-	40	45	55	65	85	95	110
9.5.	Канифоль сосновая			кг	0,3	0,4	0,4	0,5	0,6	0,6	0,8	0,4	0,5	0,6	0,8	1	1,2	1,5
9.6.	Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 порошок)			кг	0,1	0,1	0,2	0,3	0,35	0,4	0,5	0,6	0,8	1	1,4	1,4	2,0	2,3
9.7.	Двуокись углерода твердая			кг	Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) Осуществлять замену при необходимости. 2) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 3) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.	Резинотехнические изделия
10.1.	Пластина резиновая для трансформаторов УМ:
10.1.1.	резина полосовая1)			кг	4,5	5	6	6	6,5	6,5	7,5	4,5	5	6	6	6,5	6,5	7,5
10.1.2.	резина рулонная			кг	20	20	20	20	20	25	30	20	20	20	20	20	25	30
10.1.3.	кольца резиновые для вводов НН и СН1)			шт.	8	8	8	11	11	11	17	8	8	8	11	11	11	17
10.1.4.	прокладки резиновые1,2)		"Д"	шт.	12	16	20	16	20	32	30	12	16	20	16	20	32	30
			"ДЦ"	шт.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
10.2.	Клей 88 СА ТУ 38-105-1760-87			кг	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9	0,95	1	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9	0,95	1
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ). Количество прокладок уточняется по месту.
11.	Текстильные материалы
11.1.	Ветошь обтирочная			кг	2	2	3	3	4	4	5	4	4	6	6	8	8	10
11.2.	Лакоткань электроизоляционная ЛХММ-105 0,24			м	1	1	1,5	1,5	1,5	2	2	6	6	6	6	8	10	13
11.3.	Ленты для электропромышленности
11.3.1.	киперная ЛЭ 20-24 х/б			м	12,5	12,5	15	15	17,5	17,5	20	250	250	300	300	350	350	400
11.3.2.	тафтяная ЛЭ 20-32 х/б			м	23	23	37	37	54	86	130	230	230	370	370	540	860	1000
12.	Химикаты
12.1.	Бура			кг	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,04	0,04	0,06	0,06	0,07	0,07	0,07	0,08	0,08
12.2.	Силикагель технический			кг	180	190	210	240	350	360	380	180	190	210	240	350	360	380
12.3.	Силикагель-индикатор			кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Водно-спиртовый раствор			кг	0,2	0,2	0,2	0,25	0,25	0,3	0,35	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,8
12.5.	Ацетон технический			кг	1,5	1,5	1,5	2	2	2	3	2,5	2,5	2,5	2,5	3,5	4,5	4,5
13.	Цветные металлы и сплавы
13.1.	Листы и полосы медные M11,2)			кг	0,12	0,12	0,2	0,3	0,5	0,8	1	0,25	0,25	0,45	0,65	1	1,7	3,0
13.2.	Сплавы медно-фосфористые МФ-103)			кг	0,06	0,06	0,06	0,1	0,1	0,2	0,3	1	1	1	1,4	1,4	2	2,7
13.3.	Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-404			кг	0,16	0,16	0,16	0,16	0,16	0,14	0,13	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,4	1,3
13.4.	Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр 15			кг	-	-	-	-	-	-	-	0,25	0,25	0,25	0,3	0,3	0,3	0,35
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91). 2) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 3) Для трансформаторов с РПН расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 4) Расход припоя дан с учетом замены вводов 110 кВ.
14.	Электроизоляционные материалы
14.1.	Гетинакс электротехнический листовой V-1			кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14.2.	Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые			кг	2	2,5	2,5	2,5	3	3	3	4	5	5	5	6	6	6

Таблица 3

Трансформаторы силовые двух- и трехобмоточные класса напряжения 150 кВ

п/п	Наименование материалов			Единица измерения	Мощность трансформаторов, кВА (с ПБВ и РПН)
					16000/ 25000	32000/ 40000	63000	90000/ 125000	250000	16000/ 25000	32000/ 40000	63000	90000/ 125000	250000
					Нормы расхода материалов на ремонт
					по типовой номенклатуре работ					с заменой обмоток и изоляции
1	2			3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Асбестовые изделия
1.1.	Шнуры асбестовые			кг	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	1	1	2	2	3
1.2.	Картон асбестовый			кг	10	10	10	10	10	10	15	20	25	30
1.3.	Ткани асбестовые1)			м2	70	75	85	95	110	70	75	85	95	110
2.	Бумажная продукция
2.1.	Электрокартонэлектроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением:
2.1.1.	марки А (для цилиндров)			кг	-	-	-	-	-	500	600	700	750	800
2.1.2.	марки Б (прочие изделия)			кг	-	-	-	-	-	600	700	800	1000	1500
2.1.3.	марки В (прокладки)			кг	-	-	-	-	-	500	550	650	750	850
2.1.4.	рулонный марки Г			кг	2	2	2,5	3,5	5	45	45	50	70	80
2.2.	Бумага кабельная КВМ-1201)			кг	0,2	0,2	0,2	0,4	0,6	3	3	3	3	3
2.3.	Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ			кг	0,2	0,2	0,2	0,4	0,6	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
2.4.	Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1202)			кг	0,2	0,2	0,2	0,4	0,6	3	3	3	3	3
1) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 10 кг для обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)			кг	-	-	-	-	-	10000	15000	20000	24000	28000
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные2):
	Длина кабеля	утепленного бака		м	550	550	570	540	560	550	550	570	540	560
		неутепленного бака		м	360	360	380	350	390	360	360	380	350	390
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)			м	-	-	-	-	-	50	70	85	100	260
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)			м	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Длина проводов приведена для замены всех отводов. Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов с РПН к указанным в таблице значениям необходимо добавить длину отводов обмотки РО, равную 190 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.	Лакокрасочные материалы
4.1.	Краски масляные, готовые к применению			кг	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
4.2.	Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951,2)			кг	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.3.	Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж			кг	1,5	1,5	2	2	2	7	7	8	10	12
4.4.	Эмали ПФ-115			кг	35	35	40	50	60	35	35	40	50	60
4.5.	Шпатлевки			кг	1,8	1,8	2	2,5	3	7	7	8	10	12
4.6.	Растворитель 646 для лакокрасочных материалов			кг	11	11	13	17	20	11	11	13	17	20
4.7.	Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов			кг	4	4	4,5	5	7	4	4	4,5	5	7
4.8.	Лак КФ-965			кг	Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.	Лаки бакелитовые ЛБС			кг	-	-	-	-	-	10	13	18	28	36
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 20 м. 2) Для трансформаторов с РПН расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 1600 м.
5.	Метизы
5.1.	Болты с шестигранной головкой			кг	11	14	16	20	22	11	14	16	20	22
5.2.	Гайки шестигранные			кг	4,0	4,0	5,0	6,5	7	4	4	5	6,5	7
5.3.	Гвозди проволочные			кг	3,0	3	4	4	4	3	3	4	4	4
6.	Нефтепродукты
6.1.	Масло трансформаторное1)			кг	25000	30000	38000	40000	42000	25000	30000	38000	40000	42000
6.2.	Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-221			кг	4	4	5	5	5	7	7	10	10	10
6.3.	Смазка, солидол жировой			кг	Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.	Парафины нефтяные твердые			кг	-	-	-	-	-	0,7	0,8	1	1	1,2
6.5.	Уайт-спирит			кг	3,5	3,5	4	5	5	3,5	3,5	4	5	5
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.	Пиломатериалы, в том числе
7.1.	Пиломатериалы лиственных пород			м3	0,3	0,4	0,5	0,5	1,5	0,3	0,4	0,5	0,5	1,5
8.	Прокат черных металлов
8.1.	Уголки стальные горячекатаные равнополочные			кг	210	250	320	370	500	210	250	320	370	420
9.	Прочие материалы
9.1.	Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей1)			кг	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
9.2.	Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х2)			м	55	60	65	75	85	55	60	65	75	85
9.3.	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки3)			кг	4,5	4,5	5	5,5	6	4,5	4,5	5	5,5	6
9.4.	Пленка полиэтиленовая			м2	-	-	-	-	-	75	85	95	110	150
9.5.	Канифоль сосновая			кг	0,6	0,8	0,8	1,3	1,8	0,8	1	1	1,5	2
9.6.	Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 (порошок)			кг	0,5	0,6	0,7	0,8	1	1,6	1,8	2	2,5	3
9.7.	Двуокись углерода твердая			кг	Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) Осуществлять замену при необходимости. 2) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 3) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.	Резинотехнические изделия
10.1.	Пластина резиновая для трансформаторов УМ:
10.1.1.	резина полосовая1)			кг	6,5	7	7	8	10	6,5	7	7	8	10
10.1.2.	резина рулонная			кг	25	25	30	35	45	25	25	30	35	45
10.1.3.	кольца резиновые для вводов НН и СН1)			шт.	7	7	10	16	16	7	7	10	16	16
10.1.4.	прокладки резиновые1,2)		"Д"	шт.	10	22	26	30	32	10	22	26	30	32
			"ДЦ"	шт.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
10.2.	Клей 88 СА			кг	0,85	0,9	1	1,2	1,5	0,85	0,9	1	1,2	1,5
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ). Количество прокладок уточняется по месту.
11.	Текстильные материалы
11.1.	Ветошь обтирочная			кг	3	3	4	5	6	6	6	8	10	12
11.2.	Лакоткань электроизоляционная ЛХММ-105 0,24			м	1,5	1,5	2	2	2,5	7	7	8	13	20
11.3.	Ленты для электропромышленности:
11.3.1.	киперная ЛЭ 20-24 х/б			м	17,5	17,5	20	22,5	25	350	350	400	450	500
11.3.2.	тафтяная ЛЭ 20-32 х/б			м	40	50	80	100	120	400	500	800	1000	1200
12.	Химикаты
12.1.	Бура			кг	0,03	0,03	0,04	0,04	0,05	0,07	0,07	0,08	0,08	0,1
12.2.	Силикагель технический			кг	250	300	380	400	420	250	300	380	400	420
12.3.	Силикагель-индикатор			кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Водно-спиртовый раствор			кг	0,2	0,25	0,25	0,3	0,35	0,7	0,8	0,9	1	1,2
12.5.	Ацетон технический			кг	1,5	2	2	2	3	3	3	4	5	5
3.	Цветные металлы и сплавы
13.1.	Листы и полосы медные M11,2)			кг	0,3	0,4	0,7	1	2	0,8	1,2	2	3	6
13.2.	Сплавы медно-фосфористые МФ-103)			кг	0,1	0,1	0,15	0,2	0,3	1,5	1,8	2,2	3	3,5
13.3.	Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-404)			кг	0,16	0,16	0,14	0,13	0,2	1,6	1,6	1,4	1,3	2
13.4.	Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр15			кг	-	-	-	-	-	0,3	0,3	0,3	0,35	0,4
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91). 2) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 3) Для трансформаторов с РПН расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 4) Расход припоя дан с учетом замены вводов 150 кВ.
14.	Электроизоляционные материалы
14.1.	Гетинакс электротехнический листовой V-1			кг	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14.2.	Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые2)			кг	3	3,5	3,5	3,5	5	6	7	7	7	10

Таблица 4

Трансформаторы силовые двух- и трехобмоточные класса напряжения 220 кВ

№ п/п	Наименование материалов			Ед. изм.				Мощность трансформаторов, кВА (с ПБВ и РПН)
						25000		32000/ 40000						63000/ 80000				100000/ 125000		160000/ 200000			250000		400000/ 630000			25000		32000/ 40000		63000/ 80000		100000/ 125000		160000/ 200000		250000		400000/ 630000
						Нормы расхода материалов на ремонт
						по типовой номенклатуре работ																								с заменой обмоток и изоляции
1	2			3		4		5						6				7		8			9		10			11		12		13		14		15		16		17
1.	Асбестовые изделия
1.1	Шнуры асбестовые			кг		0,1		0,1						0,1				0,1		0,1			0,1		0,12			1,0		1,5		1,5		2		2,5		3		3,5
1.2.	Картон асбестовый			кг		10		10						10				10		10			10		10			12		15		15		20		25		30		40
1.3.	Ткани асбестовые1)			м2		70		75						80				90		100			110		130			70		75		80		90		100		110		130
2.	Бумажная продукция
2.1.	Электрокартон электроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением:
2.1.1	марки А (для цилиндров)			кг		-		-						-				-		-			-		-			500		600		900		1000		1100		1200		1400
2.1.2	марки Б (прочие изделия)			кг		-		-						-				-		-			-		-			800		1000		1200		1300		1400		1500		2000
2.1.3	марки В (прокладки)			кг		-		-						-				-		-			-		-			600		700		750		800		850		900		1200
2.1.4	рулонный марки Г			кг		5		5						6				6		6			7		7			50		60		70		80		80		80		90
2.2.	Бумага кабельная КВМ-1201)			кг		0,3		0,3						0,3				0,3		0,3			0,3		0,4			5		5		5		5		5		5		6
2.3.	Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ			кг		0,3		0,3						0,3				0,3		0,3			0,3		0,4			4,5		4,5		4,5		4,5		4,5		4,5		5
2.4.	Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1202)			кг		0,3		0,3						0,3				0,3		0,3			0,3		0,4			5		5		5		5		5		5		6
1) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 10 кг для обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)			кг		___		-					-					-		-			-		-			12000		16000		21000		24000		28000		30000		42000
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные2):
	Длина кабеля	утепленного бака		м		500		550					520					480		510			470		580			500		550		520		480		510		470		580
		неутепленного бака		м		350		370					330					310		300			290		350			350		370		330		310		300		290		350
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)			м		-		-					-					-		-			-		-			20		20		40		80		-		-		-
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)			м		20		20					20					40		40			60		60			20		20		20		40		40		60		60
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Длина проводов приведена для замены всех отводов. Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов с РПН к указанным в таблице значениям необходимо добавить длину отводов обмотки РО, равную 50 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.	Лакокрасочные материалы
4.1.	Краски масляные, готовые к применению			кг		1		1				1					1			1			1		1			1		1		1		1		1		1		1
4.2.	Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951,2)			кг		-		-				-					-			-			-		-			-		-		-		-		-		-		-
4.3.	Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж			кг		2		2				2					2			2,5			3		3			8		8		9		10		11		13		16
4.4.	Эмали ПФ-115			кг		40		40				45					50			55			65		80			40		40		45		50		55		65		80
4.5.	Шпатлевки			кг		2		2				2					2			2,5			3		3			8		8		9		10		11		13		16
4.6.	Растворитель 646 для лакокрасочных материалов			кг		10		12				13,5					15			17,5			22		24			10		12		13,5		15		17,5		22		24
4.7.	Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов			кг		4		4				5					5,5			6			6,5		7			4		4		5		5,5		6		6,5		7
4.8.	Лак КФ-965			кг				Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.	Лаки бакелитовые ЛБС			кг		-		-				-					-			-			-		-			22		25		30		32		35		40		50
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 10 м. 2) Для трансформаторов с РПН расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 500 м.
5.	Метизы
5.1.	Болты с шестигранной головкой			кг		14		16				18					20			22			24		26			14		16		18		20		22		24		26
5.2.	Гайки шестигранные			кг		5		5				6					7			7,5			8		8,5			5		5		6		7		7,5		8		8,5
5.3.	Гвозди проволочные			кг		3		3				3					4			4			4		5			3		3		3		4		4		4		5
6.	Нефтепродукты
6.1.	Масло трансформаторное1)			кг		2000		25000				38500					50000			60000			62500		70000			20000		25000		38500		50000		60000		62500		70000
6.2.	Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-221			кг		4		4				4					5			5			5		5			7		7		7		10		10		10		10
6.3.	Смазка, солидол жировой			кг		Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.	Парафины нефтяные твердые			кг		-		-				-					-			-			-		-			0,9		0,9		1,1		1,2		1,35		1,4		1,5
6.5.	Уайт-спирит			кг		4		4				4					5			5			5,5		6			4		4		4		5		5		5,5		6
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.	Пиломатериалы, в том числе
7.1.	Пиломатериалы лиственных пород			м3		0,9		0,9			0,9					0,9				0,95			1,2		1,2			0,9		0,9		0,9		0,9		0,95		1,2		1,2
8.	Прокат черных металлов
8.1.	Уголки стальные горячекатаные равнополочные			кг		250		270			350					370				400			450		500			250		270		350		370		400		450		500
9.	Прочие материалы
9.1.	Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей1)			кг		2		2			2					2				2,5			2,5		2,5			2		2		2		2		2,5		2,5		2,5
9.2.	Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х2)			м		60		65			70					80				85			90		95			60		65		70		80		85		90		95
9.3.	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки3)			кг		5		5			6,5					7,5				8			8		9			5		5		6,5		7,5		8		8		9
9.4.	Пленка полиэтиленовая			м2		-		-			-					-				-			-		=			100		100		120		150		175		200		220
9.5.	Канифоль сосновая			кг		0,1		0,1			0,1					0,15				0,15			0,2		0,25			1		1		1		1,5		1,5		2		2,5
9.6.	Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 (порошок)			кг		0,6		0,7			0,8					0,9				1			1,2		1,3			2		2		2,4		2,8		3		3,5		4
9.7.	Двуокись углерода твердая			кг		Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) Осуществлять замену при необходимости. 2) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 3) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.	Резинотехнические изделия
10.1.	Пластина резиновая для трансформаторов УМ:
10.1.1.	резина полосовая1)			кг		14		14		14					16					18	18				30	14				14		16		16		18		18		30
10.1.2.	резина рулонная			кг		20		25		30					35					40	45				45	20				25		30		35		40		45		45
10.1.3.	кольца резиновые для вводов НН и СН1)			шт		6		6		12					12					12	12				12	6				6		12		12		12		12		12
10.1.4.	прокладки резиновые1,2)		"Д"	шт		18		18		-					-					-	-				-	18				18		-		-		-		-		-
			"ДЦ"	шт		-		-		20					22					24	26				28	-				-		20		22		24		26		28
10.2.	Клей резиновый 88 СА			кг		1,0		1,1		1,2					1,3					1,4	1,6				1,8	1,0				1,1		1,2		1,3		1,4		1,6		1,8
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ). Количество прокладок уточняется по месту.
11.	Текстильные материалы
11.1.	Ветошь обтирочная			кг	4		4		4						5				6			7			8		8		8		8		10		12		14		16
11.2.	Лакоткань электроизоляционная			м	2		2		2						2				3			5			6		15		15		20		25		30		40		45
11.3.	Ленты для электропромышленности:
11.3.1.	киперная ЛЭ 20-24 х/б			м	20		20		20						20				25			27,5			32,5		400		400		400		400		500		550		650
11.3.2.	тафтяная ЛЭ 20-32 х/б2)			м	50		55		60						80				100			120			130		500		550		600		800		1000		1200		1300
12.	Химикаты
12.1.	Бура			кг	0,15		0,15		0,15						0,15				0,2			0,2			0,2		0,3		0,3		0,3		0,3		0,4		0,4		0,4
12.2.	Силикагель технический			кг	200		250		385						500				600			620			700		200		250		385		500		600		620		700
12.3.	Силикагель- индикатор			кг	0,2		0,2		0,2						0,2				0,2			0,2			0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2
12.4.	Водно-спиртовый раствор			кг	0,3		0,3		0,3						0,3				0,4			0,5			0,5		0,9		0,9		1		1,1		1,2		1,4		1,6
12.5.	Ацетон технический			кг	1,5		1,5		1,5						1,5				2			3			3		4		4		4,5		5		5,5		6		7
13.	Цветные металлы и сплавы
13.1.	Листы и полосы медные M11,2)			кг	-		-		-						-				-			-			-		2		2		4		6		7		8		10
13.2.	Сплавы медно-фосфористые МФ-103)			кг	0,3		0,3		0,3						0,4				0,4			0,4			0,5		1		1		1,2		1,4		1,5		1,6		1,7
13.3.	Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-404)			кг	0,2		0,2		0,2						0,2				0,2			0,3			0,3		1,6		1,6		1,8		2		2,2		2,5		2,7
13.4.	Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр15			кг	-		-		-						--				-			-=			-		0,3		0,3		0,3		0,35		0,4		0,45		0,5
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом СО 34.46.605-2005 (РД 34-38-058-91). 2) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 3) Для трансформаторов с РПН расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 4) Расход припоя дан с учетом замены вводов 220 кВ.
14.	Электроизоляционные материалы
14.1.	Гетинакс электротехнический листовой V-1			кг	10		10		10						10				10			10		10			10		10		10		10		10		10		10
14.2.	Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые			кг	4		4		4,5						5				5,5			6		7			7		8		9		10		11		12		14

Таблица 5

Трансформаторы силовые двух- и трехобмоточные класса напряжения 330 кВ

№ п/п	Наименование материалов			Ед. изм.	Мощность трансформаторов, кВА (с ПБВ и РПН)
					125000	250000	400000 и более	125000	250000	400000 и более
					Нормы расхода материалов на ремонт
					по типовой номенклатуре работ			с заменой обмоток и изоляции
1	2			3	4	5	6	7	8	9
1.	Асбестовые изделия
1.1.	Шнуры асбестовые			кг	0,1	0,1	0,1	2	3	3,5
1.2.	Картон асбестовый			кг	10	10	10	20	30	40
1.3.	Ткани асбестовые1)			м2	100	120	140	100	120	140
2.	Бумажная продукция
2.1.	Электрокартонэлектроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением:
2.1.1	марки А (для цилиндров)			кг	-	-	-	1400	1500	1800
2.1.2.	марки Б (прочие изделия)			кг	-	-	-	1500	2000	2200
2.1.3.	марки В (прокладки)			кг	-	-	-	900	1000	1100
2.1.4.	рулонный марки Г			кг	6	7	7	80	80	90
2.2.	Бумага кабельная КВМ-1202)			кг	0,3	0,3	0,4	5	5	6
2.3.	Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ			кг	0,3	0,3	0,4	4,5	4,5	5
2.4.	Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1201)			кг	0,3	0,3	0,4	5	5	6
1) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 10 кг для обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)			кг	-	-	-	26000	39000	62000
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные 2):
	Длина кабеля	утепленного бака		м	640	560	520	640	560	520
		неутепленного бака		м	400	340	320	400	340	320
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)			м	-	-	-	-	-	=
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)			м	30	42	90	30	42	90
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Отводы выполнены медными шинами и трубами. Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов с РПН суммарная длина отводов обмотки РО составляет 36 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.	Лакокрасочные материалы
4.1.	Краски масляные, готовые к применению			кг	1	1	1	1	1	1
4.2.	Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951,2)			кг	-	-	-	-	-	-
4.3.	Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж			кг	3	3	4	14	16	18
4.4.	Эмали ПФ-115			кг	70	80	90	70	80	90
4.5.	Шпатлевки			кг	3	4	4,5	14	16	18
4.6.	Растворитель 646 для лакокрасочных материалов			кг	21	24	27	21	24	27
4.7.	Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов			кг	7	8	9	7	8	9
4.8.	Лак КФ-965			кг	Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.	Лаки бакелитовые ЛБС			кг	-	-	-	35	45	50
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 10 м. 2) Для трансформаторов с РПН расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 500 м.
5.	Метизы
5.1.	Болты с шестигранной головкой			кг	20	24	26	20	24	26
5.2.	Гайки шестигранные			кг	7	8	8,5	7	8	8,5
5.3.	Гвозди проволочные			кг	4	4	5	4	4	5
6.	Нефтепродукты
6.1.	Масло трансформаторное1)			кг	50000	56000	65000	50000	56000	65000
6.2.	Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-221			кг	4	4,5	5	5	6	7
6.3.	Смазка, солидол жировой			кг	Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.	Парафины нефтяные твердые			кг	-	-	-	1,2	1,4	1,5
6.5.	Уайт-спирит			кг	5	5,5	6	5	5,5	6
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.	Пиломатериалы, в том числе
7.1.	Пиломатериалы лиственных пород			м3	0,9	1,2	1,3	0,9	1,2	1,3
8.	Прокат черных металлов
8.1.	Уголки стальные горячекатаные равнополочные			кг	400	470	500	400	470	500
9.	Прочие материалы
9.1.	Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей1)			кг	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
9.2.	Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х2)			м	85	95	100	85	95	100
9.3.	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки3)			кг	8	9	10	8	9	10
9.4.	Пленка полиэтиленовая			м2	-	-	-	190	200	220
9.5.	Канифоль сосновая			кг	0,15	0,2	0,25	1,5	2	2,5
9.6.	Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 (порошок)			кг	1	1,3	1,5	3	4	4,5
9.7.	Двуокись углерода твердая			кг	Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) Осуществлять замену при необходимости. 2) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 3) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.	Резинотехнические изделия
10.1.	Пластина резиновая для трансформаторов:
10.1.1.	резина полосовая1)			кг	17	17	20	17	17	20
10.1.2.	резина рулонная			кг	37	38	40	37	38	40
10.1.3.	кольца резиновые для вводов НН и СН1)			шт.	12	12	12	12	12	12
10.1.4.	прокладки резиновые1,2)		"Д"	шт.	-	-	-	-	-	-
			"ДЦ"	шт.	18	18	22	18	18	22
10.2.	Клей резиновый 88 СА			кг	1,8	1,8	2	1,8	1,8	2
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ). Количество прокладок уточняется по месту.
11.	Текстильные материалы
11.1.	Ветошь обтирочная			кг	4	5	6	20	25	30
11.2.	Лакоткань электроизоляционная			м	3	3	6	30	45	50

11.3.	Ленты для электропромышленности
11.3.1.	киперная	м	22,5	30	35	450	600	700
11.3.2.	тафтяная	м	50	50	50	500	500	500
12.	Химикаты
12.1.	Бура	кг	0,15	0,2	0,25	0,3	0,4	0,5
12.2.	Силикагель технический	кг	500	560	650	500	560	650
12.3.	Силикагель-индикатор	кг	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.	Водно-спиртовый раствор	кг	0,3	0,5	0,7	1	1,5	2
12.5.	Ацетон технический	кг	1,5	2	3	5	6	7
13.	Цветные металлы и сплавы
13.1.	Листы и полосы медные M11,2)	кг	-	-	-	4	5	6
13.2.	Сплавы медно-фосфористые МФ-103	кг	0,5	0,5	0,6	1,4	1,6	1,7
13.3.	Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-404)	кг	0,2	0,2	0,2	1,2	1,4	1,6
13.4.	Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр15	кг	-	-	-	0,35	0,45	0,5
1) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом 2) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 3) Для трансформаторов с РПН расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 4) Расход припоя дан с учетом замены вводов 330 кВ и 110 кВ.
14.	Электроизоляционные материалы
14.1.	Гетинакс электротехнический листовой V-1	кг	10	10	10	10	10	10
14.2.	Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые2)	кг	5	6	7	10	12	14

Таблица 6

Трансформаторы силовые двух- и трехобмоточные класса напряжения 500 кВ

№ п/п	Наименование материалов			Единица измерения		Мощность трансформаторов, кВА (с ПБВ и РПН)
						125000		1670001)		2670001)		250000		400000		630000 и более		125000		1670001)		2670001)		250000	400000	630000 и более
						Нормы расхода материалов на ремонт
						по типовой номенклатуре работ												с заменой обмоток и изоляции
1	2			3		4		5		6		7		8		9		10		11		12		13	14	15
1.	Асбестовые изделия
1.1.	Шнуры асбестовые			кг		0,1		0,1		0,1		0,1		0,1		0,1		2		2,5		2,5		3	3,5	4
1.2.	Картон асбестовый			кг		10		10		10		10		10		10		20		25		25		30	40	50
1.3.	Ткани асбестовые			м2		100		70		80		120		140		150		100		70		80		120	140	150
2.	Бумажная продукция
2.1.	Электрокартон электроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением :
2.1.1.	марки А (для цилиндров)			кг		-		-		-		-		-		-		900		1000		1100		1300	1400	1500
2.1.2.	марки Б (прочие изделия)			кг		-		-		-		-		-		-		2500		3200		3500		3600	3700	3800
2.1.3.	марки В (прокладки)			кг														800		900		1000		1300	1400	1500
2.1.4.	рулонный марки Г			кг		2		2,5		2,5		5		5		5		100		50		70		150	150	150
2.2.	Бумага кабельная КВМ-1202)			кг		0,3		0,1		0,1		0,3		0,4		0,5		5		1		1,5		5	6	6,5
2.3.	Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ			кг		0,3		0,1		0,1		0,3		0,4		0,5		4,5		1,5		2		5	6	7
2.4.	Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1201)			кг		0,3		0,1		0,1		0,3		0,4		0,5		4,5		1,5		2		5	6	7
1) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 5 кг для обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)			кг		-		-		-		-		-		-		20000		22000		26000		26000	37400	52000
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные2)
	Длина кабеля		утепленного бака	м		640		580		570		500		500		500		640		580		570		500	500	500
			неутепленного бака	м		400		375		360		340		340		340		400		375		360		340	340	340
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)			м		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-	-	-
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)			м		21		23		30		42		42		63		21		23		30		42	42	63
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов с РПН суммарная длина отводов обмотки РО составляет 10 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.		Лакокрасочные материалы
4.1.		Краски масляные, готовые к применению				кг	1		1		1		1		1		1		1		1		1	1	1	1
4.2.		Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951,2)				кг	-		-		-		-		-		-		-		-		-	-	-	-
4.3.		Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж				кг	1,5		2		2,5		3,5		4		4		9		10		12	14	16	16
4.4.		Эмали ПФ-115				кг	45		50		60		70		80		80		45		50		60	70	80	80
4.5.		Шпатлевки				кг	2		2,5		3		4		5		5		9		10		12	14	16	16
4.6.		Растворитель 646 для лакокрасочных материалов				кг	12		15		18		21		24		24		12		15		18	21	24	24
4.7.		Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов				кг	6		7,5		9		10		12		12		6		7,5		9	10	12	12
4.8.		Лак КФ-965				кг	Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.		Лаки бакелитовые ЛБС				кг	-		-		-		-		-		-		58		75		80	83	85	88
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 10 м. 2) Для трансформаторов с РПН расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 100 м.
5.		Метизы
5.1.		Болты с шестигранной головкой				кг	20		15		18		24		26		28		20		15		18	24	26	28
5.2.		Гайки шестигранные				кг	6		5		6		8		9		10		6		5		6	8	9	10
5.3.		Гвозди проволочные				кг	4		4		4,5		4,5		5		5,5		4		4		4,5	4,5	5	5,5
6.		Нефтепродукты
6.1.		Масло трансформаторное1)				кг	50000		40000		48000		56000		65000		78000		50000		40000		48000	56000	65000	78000
6.2.		Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-221				кг	2		4		4		2		2		2		2		5		5	2	2	2
6.3.		Смазка, солидол жировой				кг	Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.		Парафины нефтяные твердые				кг	-		-		-		-		-		-		1,2		0,5		0,6	1,4	1,5	1,6
6.5.		Уайт-спирит				кг	5		5		5		5,5		6		6,5		5		5		5	5,5	6	6,5
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.		Пиломатериалы, в том числе
7.1.		Пиломатериалы лиственных пород				м3	0,4		0,5		0,5		0,8		0,8		0,8		0,4		0,5		0,5	0,8	0,8	0,8
8.		Прокат черных металлов
8.1.		Уголки стальные горячекатаные равнополочные				кг	250		280		300		350		400		400		250		280		300	350	400	400
9.		Прочие материалы
9.1.		Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей				кг	-		-		-		-		-		-		-		-		-	-	-	-
9.2.		Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х1)				м	-		-		-		-		-		-		80		40		50	95	110	120
9.3.		Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки2)				кг	7		9		9		10		10		10		7		9		9	10	10	10
9.4.		Пленка полиэтиленовая				м2	-		-		-		-		-		-		190		120		140	200	220	250
9.5.		Канифоль сосновая				кг	0,15		0,15		0,15		0,2		0,25		0,3		1,5		1,5		1,5	2	2,5	3
9.6.		Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 (порошок)				кг	2,0		2,5		3,7		2,8		3		3		6,5		7,5		8	8,5	9	9,5
9.7.		Двуокись углерода твердая				кг	Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 2) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.		Резинотехнические изделия
10.1.		Пластина резиновая для трансформаторов УМ:
10.1.1.		резина полосовая1)				кг	5		5		6		11		13		13		5		5		6	11	13	13
10.1.2		резина рулонная				кг	20		20		22		17		15		15		20		20		22	17	15	15
10.1.3.		кольца резиновые для вводов НН и СН1)				шт.	12		4		4		12		12		12		12		4		4	12	12	12
10.1.4.		прокладки резиновые1,2)			"Д"	шт.	-		-		-		-		-		-		-		-		-	-	-	-
					"ДЦ"	шт.	18		12		14		18		22		22		18		12		14	18	22	22
10.2.		Клей 88 СА				кг	1,8		1,5		1,5		1,8		2		2,5		0,9		1,0		1,0	1,1	1,1	1,1
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ). Количество прокладок уточняется по месту
11.		Текстильные материалы
11.1.		Ветошь обтирочная				кг	4		4,5		4,5		5		6		7		20		22		22	25	30	35
11.2.		Лакоткань электроизоляционная ЛХММ-105 0,24				м	6		4		4		9		10		11		30		20		20	45	50	55
11.3.		Ленты для электропромышленности:
11.3.1		киперная ЛЭ 20-24 х/б				м	30		35		40		40		50		60		600		700		800	800	1000	1200
11.3.2		тафтяная ЛЭ 20-32 х/б				м	20		10		10		20		30		40		200		100		100	200	300	400
12.		Химикаты
12.1.		Бура				кг	0,15		0,17		0,17		0,2		0,25		0,3		0,3		0,35		0,35	0,4	0,5	0,6
12.2.		Силикагель технический				кг	500		400		480		560		650		780		500		400		480	560	650	780
12.3.		Силикагель-индикатор				кг	0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2		0,2	0,2	0,2	0,2
12.4.		Водно-спиртовый раствор				кг	0,3		0,3		0,4		0,5		0,7		0,8		1		1		1,2	1,5	2	2,5
12.5.		Ацетон технический ГОСТ 2768-84				кг	1,5		1,5		1,5		2		2		3		5		5,5		5,5	6	7	8
13.		Цветные металлы и сплавы
13.1.		Листы и полосы медные M11,2,)				кг	-		-		-		-		-		-		4		1,4		1,6	5	6	6,5
13.2.		Сплавы медно-фосфористые МФ-103,4)				кг	0,05		0,05		0,05		0,05		0,06		0,06		0,7		0,7		0,75	0,8	0,85	0,9
13.3.		Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-405)				кг	0,03		0,06		0,06		0,04		0,05		0,06		0,3		0,6		0,6	0,4	0,5	0,6
13.4.		Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр15				кг	-		-		-		-		-		-		0,3		0,3		0,3	0,45	0,5	0,55
1) Однофазные автотрансформаторы. 2) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом. 3) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 4) Для трансформаторов с РПН расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 5) Расход припоя дан с учетом замены вводов 500 кВ и 220 кВ (или 110 кВ).
14.		Электроизоляционные материалы
14.1.		Гетинакс электротехнический листовой V-1				кг	10		10		10		10		10		10		10		10		10	10	10	10
14.2.		Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые				кг	-		-		-		-		-		-		-		-		-	-	-	-

Таблица 7

Трансформаторы силовые трехобмоточные класса напряжения 750 кВ

№ п/п	Наименование материалов					Ед. изм.	Мощность трансформаторов, кВА (с РПН)
							3330001)	4170001)		3330001)	4170001)
							Нормы расхода материалов на ремонт
							по типовой номенклатуре работ			с заменой обмоток и изоляции
1	2					3	4	5		6	7
1.	Асбестовые изделия
1.1.	Шнуры асбестовые					кг	0,1	0,1		3,0	3,5
1.2.	Картон асбестовый					кг	10	10		25	25
1.3.	Ткани асбестовые1)					м2	120	120		120	120
2.	Бумажная продукция
2.1.	Электрокартонэлектроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением:
2.1.1.	марки А (для цилиндров)					кг	-	-		2200	2300
2.1.2.	марки Б (прочие изделия)					кг	-	-		5800	6500
2.1.3.	марки В (прокладки)					кг	-	-		1300	1500
2.1.4.	рулонный марки Г					кг	3,0	3,0		180	200
2.2.	Бумага кабельная КВМ-1202)					кг	0,3	0,3		3,0	3,5
2.3.	Бумага электроизоляционная крепированная ЭКТМ					кг	0,3	0,3		4,0	4,5
2.4.	Бумага электроизоляционная трансформаторная ТВ-1201)					кг	0,3	0,3		4,0	4,5
1) Масса бумаги дана без учета расхода, необходимого для изоляции отожженного провода. Для трансформаторов с РПН расход бумаги необходимо увеличить на 10 кг для изоляции отводов обмотки РО.
3.	Кабельная продукция
3.1.	Провода обмоточные1)					кг	-	-		41400	44000
3.2.	Кабели многожильные гибкие подвесные2):
	Длина кабеля			утепленного бака		м	550	550		550	550
				неутепленного бака		м	380	380		380	380
3.3.	Провода медные для ответвлений обмоток трансформаторов ПБОТ3)					м	-	-		-	-
3.4.	Провода медные неизолированные гибкие МГ4)					м	45	60		45	60
1) Масса обмоточного провода дана ориентировочно. Для каждого типа трансформатора масса провода уточняется по месту. При использовании фирменного обмоточного провода указанная масса провода берется с поправочным коэффициентом 1,1-1,15. 2) См. примечание к п. 1.1. Длина кабелей дана без учета технологического припуска на длину отводов для подсоединения обмотки для нагрева бака. 3) Длина проводов приведена для замены всех отводов. Необходимость замены отводов или их частей определяется по техническому состоянию. Для трансформаторов с РПН необходимо добавить длину отводов обмотки РО на 190 м. 4) Длина проводов типа МГ дана на весь трансформатор. Необходимость замены проводов определяется по техническому состоянию.
4.	Лакокрасочные материалы
4.1.	Краски масляные, готовые к применению					кг	1,0		1,0	1,0	1,0
4.2.	Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-951,2)					кг	-		-	-
4.3.	Грунтовки АК-069 и АК-070 Грунтовки ФЛ-03К и ФЛ-03Ж					кг	3,0		3,0	16	16
4.4.	Эмали ПФ-115					кг	80		80	80	80
4.5.	Шпатлевки					кг	4,0		4,0	16	16
4.6.		Растворитель 646 для лакокрасочных материалов				кг	24		24	24	24
4.7.		Растворитель Р-4 для лакокрасочных материалов				кг	8,0		8,0	8,0	8,0
4.8.		Лак КФ-965				кг	Из расчета 12 кг на 1 т стали для одноразового покрытия
4.9.		Лаки бакелитовые ЛБС				кг	-		-	90	105
1) Для трансформаторов с РПН расход лакоткани необходимо увеличить для обмотки РО на 10 м. 2) Для трансформаторов с РПМ расход тафтяной ленты необходимо увеличить для обмотки РО на 100 м.
5.			Метизы
5.1.			Болты с шестигранной головкой			кг	25		25	25	25
5.2.			Гайки шестигранные			кг	8		8	8	8
5.3.			Гвозди проволочные			кг	5		5	5	5
6.			Нефтепродукты
6.1.			Масло трансформаторное1)			кг	90000		90000	90000	90000
6.2.			Смазка трансмиссионная полужидкая ЦИАТИМ-221			кг	4,0		4,0	5,0	5,0
6.3.			Смазка, солидол жировой			кг	Из расчета 50 г на один электродвигатель
6.4.			Парафины нефтяные твердые			кг	-		-	0,7	0,8
6.5.			Уайт-спирит			кг	5,0		6,0	5,0	6,0
1) Масса масла указана ориентировочно и уточняется для каждого типа трансформатора по месту.
7.			Пиломатериалы, в том числе
7.1.			Пиломатериалы лиственных пород			м3	0,8		0,8	0,8	0,8
8.			Прокат черных металлов
8.1.			Уголки стальные горячекатаные равнополочные1,2)			кг	400		400	400	400
1) Однофазные автотрансформаторы. 2) Материалы применяются в случае сушки активной части в собственном баке индукционным способом
9.			Прочие материалы
9.1.			Трубки стеклянные для определения уровня жидкостей			кг	-		-	-	-
9.2.			Рукава из стальной нержавеющей ленты с х/б уплотнением типа РЗ-Ц-Х1)			м	40		40	40	40
9.3.			Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки2)			кг	9,0		9,0	9,0	9,0
9.4.			Пленка полиэтиленовая			м2	-		-	160	180
9.5.			Канифоль сосновая			кг	0,15		0,15	1,5	2,0
9.6.			Клей КМЦ-метилцеллюлоза 75/400 (порошок)			кг	0,4		0,4	11	12
9.7.			Двуокись углерода твердая			кг	Из расчета 1 кг на 2,5 т масла
1) При ремонте предусмотрена замена всех рукавов. 2) Масса электродов должна быть уточнена при ремонте трансформатора по месту.
10.			Резинотехнические изделия
10.1.			Пластина резиновая для трансформаторов УМ:
10.1.1.			резина полосовая1)			кг	16,5		17	16,5	17
10.1.2.			резина рулонная			кг	20		20	20	20
10.1.3.			кольца резиновые для вводов НН и СН1)			шт.	4		4	4	4
10.1.4.			прокладки резиновые1,2)		"Д"	шт.	-		-	-	-
					"ДЦ"	шт.	20		20	20	20
10.2.			Клей резиновый 88 СА			кг	3,4		3,5	3,4	3,5
1) При ремонте предусмотрена замена всех резинотехнических изделий. Массы резинотехнических изделий указаны без технологических припусков. 2) Из расчета двух прокладок на один поворотный затвор (Д) или задвижку (ДЦ). Количество прокладок уточняется по месту.
11.			Текстильные материалы
11.1.			Ветошь обтирочная			кг	6,0		6,5	30	35
11.2.			Лакоткань электроизоляционная ЛХММ-105 0,24			м	5,0		5,0	30	30
11.3.			Ленты для электропромышленности:
11.3.1			киперная ЛЭ 20-24 х/б			м	50		50	1100	1200
11.3.2			тафтяная ЛЭ 20-32 х/б			м	20		20	150	150
12.			Химикаты
12.1.			Бура			кг	0,17		0,17	0,4	0,4
12.2.			Силикагель технический			кг	900		900	900	900
12.3.			Силикагель-индикатор			кг	0,2		0,2	0,2	0,2
12.4.			Водно-спиртовый раствор			кг	0,5		0,7	1,5	2,0
12.5.			Ацетон технический ГОСТ 2768-84			кг	5,5		6,0	5,5	6,0
13.			Цветные металлы и сплавы
13.1.			Листы и полосы медные M11)			кг	-		-	1,0	1,0
13.2.			Сплавы медно-фосфористые МФ-102)			кг	0,05		0,05	1,5	1,7
13.3.			Припои оловянно-свинцовые в изделиях ПОС-403)			кг	0,06		0,06	0,6	0,6
13.4.			Припои серебряные ПСр15 Полосы из припоев серебряных ПСр15			кг	-		-	0,4	0,4
1) Учтено 30% замены демпферов обмотки НН. 2) Для трансформаторов с РПН расход припоя дан с учетом паек обмоток РО. 3) Расход припоя дан с учетом замены вводов 750 кВ и 500 кВ.
14.			Электроизоляционные материалы
14.1			Гетинакс электротехнический листовой V-1			кг	10		10	10	10
14.2.			Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые			кг	-		-	-	-

Приложение 4 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более

Пример расчета норм расхода материалов на ремонт трансформаторных подстанций

В примере рассматривается расчет объектной нормы расхода материалов на ремонт и техническое обслуживание МТП-6-10 кВ для ситуаций, когда предусматривается:

1) замена отдельных элементов;

2) ремонт узлов.

Расчет среднегодовой нормы для ситуации, обусловленной заменой элементов, иллюстрируется на примере ремонтно-эксплуатационного обслуживания изоляции ошиновки 10 кВ, состоящей из трех стеклянных изоляторов на деревянных стойках.

Расчет нормы осуществляется с использованием нормативной характеристики потока отказов изолирующих.

На характеристике выделяются два расчетных интервала, характеризующиеся близкими значениями относительной величины ежегодных отказов от 0 до 21 года и от 21 года до 30 лет, для которых относительная среднегодовая величина отказов изолирующих устройств составляет соответственно 0,000216 и 0,0173.

Тогда, ежегодное количество отказов изолирующих элементов 10 кВ на МТП определяется по формуле 1 и в указанных интервалах соответственно составит:

l '_{изол.устр.} 10 кВ МТП год = 0,000216 x 3=0,000648_{изол.устр.} 10 кВ /МТП год

l "_{изол.устр.} 10 кВ МТП год = 0,0173 x 3 = 0,0519_{изол.устр.} 10 кВ /МТП год

Ежегодное средневзвешенное по интервалам количество отказов изолирующих элементов МТП определяем по формуле 2 с учетом сложившегося в энергосистеме по срокам эксплуатации количественного распределения МТП по установленным интервалам:

1) в первом интервале - 2000 шт.;

2) во втором интервале - 500 шт.

l_{ср.изол.устр.10кВМТПгод}=

Составляющая объектной среднегодовой нормы расхода материалов (изоляторы ШС-10) на единицу МТП, обусловленная заменой элементов, определяется по формуле 3 и соответственно составит:

Q '_{ШС-10 МТП} = 1 x 0,0109 = 0,0109

Расчет составляющей объектной среднегодовой нормы расхода материалов на ремонт и техническое обслуживание МТП-6-10 кВ, обусловленной выполнением ремонта отдельных узлов, рассматривается на примере окраски оборудования и строительных конструкций МТП.

В соответствии с действующими в энергосистеме нормами расход красителей по видам работ составит:

Расход красителей при капитальном ремонте МТП:

1) окраска щита сборки - 0,6 кг;

2) окраска трансформатора - 1 ,0 кг;

3) окраска конструкций разъединителя- 0 ,3 кг;

4) окраска рамы предохранителя- 0 ,1 кг;

5) окраска металлических частей разрядников- 0 ,17 кг;

Итого на капитальный ремонт оборудования - 2 ,17 кг.

Окраска ограждения- 2,0 кг.

Итого на капитальный ремонт строительной части- 2 ,0 кг.

Расход красителя на техническое обслуживание МТП:

1) проверка и профилактический ремонт оборудования - 0 ,1 кг;

2) восстановление надписей- 0,03 кг;

Итого на техническое обслуживание - 0,13 кг.

В качестве красителя на указанных работах принимается нитроэмаль.

Периодичность ремонта и технического обслуживания оборудования строительной части МТП принята в соответствии с П ТЭ и с учетом условий рассматриваемой энергосистемы и составляет:

1) капитальный ремонт оборудования - 7 лет

2) техническое обслуживание - ежегодно

3) капитальный ремонт строительной части - 10 лет.

Составляющая объектной среднегодовой нормы расхода материалов (красителя), обусловленная ремонтом отдельных узлов, определяется по формуле 4 на основе норм расхода красителей по видам работ и межремонтных периодов оборудования и строительной части и составит:

Q "_{краска МТП} = 2,17/7 + 0,13/1 + 2/10 = 0,64 кг/год МТП

Приложение 5 к Методике расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более

Таблица 1.

Нормативы трудоемкости ремонта трансформаторов и комплектных подстанций

Наименование, тип, марка и краткая техническая характеристика оборудования	Трудоемкость одного ремонта, чел.-ч
	текущий ремонт	капитальный ремонт
Трансформаторы трехфазные двух обмоточные масляные (U до 10 кВ) мощностью, кВ А:
до 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600 2500 4000 6300 7500 10000 12500 16000	13 17 21 25 30 36 43 51 62 75 89 108 129 139 155 170 188	65 86 103 124 150 179 216 258 310 375 447 540 647 693 777 850 938
Трансформаторы трехфазные масляные (U до 10 кВ) с 12 ступенями напряжения комплектно с аппаратурой высокого напряжения для дуговых электропечей, мощностью, кВ А:
485 630 1000 1600 2000	95 102 119 143 172	456 494 580 694 893
То же, однофазные, мощностью, кВ-А:
250 400 630 1000 1600 2500	57 67 71 86 95 142	266 309 333 399 485 750
Трансформаторы трехфазные для электропечей сопротивления ((U=380B), мощностью, кВ А:
25 40 63 100 160 250 360	15 21 24 32 38 42 49	80 105 138 162 190 209 247
То же, однофазные, мощностью, кВ А:
25 40 63 100 160 250 360 630	11 15 19 23 27 28 34 40	57 76 95 114 133 146 171 200
Трансформаторы однофазные печные ((U = 35 кВ) для питания печей РКЗ-48Ф с регулированием рабочего напряжения под нагрузкой мощностью 16 700 кВ А типа ЗОНЦ-30000/35 и ЗОНЦ-33000/35	114	754
Трансформаторы однофазные печные ((U =l 10 кВ) для питания печей РКЗ-72Ф и РКЗ-80Ф с регулированием рабочего напряжения под нагрузкой мощностью 26 700 кВ А типа ЗОНЦ-54000/110	133	812
Трансформаторы трехфазные для погружных насосов, мощностью, кВ А:
до 40 63 100 160	21 28 32 38	105 138 162 190
Трансформаторы сухие для питания ртутных преобразователей, мощностью, кВ А:
75 160 250 400	9 13 15 17	49 67 76 86
Трансформаторы для питания селеновых выпрямителей с первичным напряжением 660 В, мощностью, кВ А:
0,1-0,16 0,25-0,4 0,63-1,0 1,6-2,5 6-8 11-14 19-25	1 1 2 2 3 5 9	2 3 5 8 14 24 47
Автотрансформаторы трехфазные масляные для плавного регулирования и стабилизации с первичным напряжением 380 В, мощностью, кВ А:
до 25 40 63 100 160 250	19 25 34 40 44 53	101 132 159 191 230 275
Трансформаторы трехфазные для питания электроинструмента, мощностью, кВ А:
до 0,63 1-1,6 2,5-4	1 1 3	3 8 16
Трансформаторы малой мощности для местного освещения и питания систем цепей управления, мощностью, кВ А:
0,16-0,25 0,4-0,63 1,6-2,5 4-6 8-10	1 1 2 3 5	- - 10 15 17
Трансформаторы сухие для питания полупроводниковых преобразователей при напряжении сетевой обмотки до 660 В, мощностью, кВ А:
до 16 18-23 30-32 35-51 52-74 75-104 112-117 142-147 148-159 202-220 235-250 275 320	7 9 10 12 15 17 19 21 23 25 26 27 30	34 42 51 60 73 90 96 105 114 124 129 135 151
Трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой масляные для питания полупроводниковых преобразователей с сетевой обмоткой 6300 - 10000 В, номинальной мощностью, кВ-А:
345-681 796-1580 2040-2570 4030-5090	105 133 162 209	485 665 808 1045
То же, однофазные масляные модуляционные для регулирования напряжения в сети переменного тока напряжением до 380 В номинальной мощностью, кВ-А:
12 20 45 115 210 375	5 16 21 34 38 49	27 76 105 171 190 47
То же, трехфазные номинальной мощностью, кВ А:
25 50 63	17 27 31	85 133 152
Подстанции одно-трансформаторные комплектные до 10 кВ внутренней установки, мощностью, кВ А:
160 - 250 400 - 630 1000	57 76 95	285 380 475
То же, наружной установки, мощностью, кВ А:
250-400 630-1000	68 114	342 570
Автотрансформаторы трехфазные сухие для плавного регулирования и стабилизации при напряжении до 380 В, номинальной мощностью, кВ А:
25 40 63 100 160 250	8 10 13 16 19 27	40 51 68 81 99 133
Автотрансформаторы повышенной частоты для питания электропечей с частотой 2400-10000 Гц, напряжением 800 В, номинальной мощностью 500 кВ А:	36	180
Трансформаторы повышенной частоты для питания электропечей напряжением 400 В, частотой 800-10 000 Гц, мощностью 200 кВ А:	30	152
То же, напряжением 800 В, частотой 2400-10 000 Гц, мощностью 800 кВ А:	40	200
Переключатели типа: РНО-9, РНО-13, РНО-21 РНТ-9, РНТ-13, РНТ-18	28 34	- -
Стабилизаторы трехфазные напряжением 220-380 В сухие номинальной мощностью, кВ А:
10 16 25 40 63 100	4 5 7 9 11 13	19 24 3 43 57 67

Примечания: 1. К приведенным нормативам трудоемкости вводятся следующие поправочные коэффициенты:

а) для силовых трансформаторов 25 - 30 кВ - 1,3;

б) для силовых трансформаторов с алюминиевыми обмотками - 1,1;

в) для сухих трансформаторов - 0,4;

г) для трансформаторов с регулировкой напряжения под нагрузкой, за исключением трансформаторов для дуговых печей, - 1,25;

д) для трансформаторов о расщепленными обмотками - 1,1. - 2. Трудоемкость капитального ремонта приведена для ремонта трансформаторов со сменой обмоток. При капитальном ремонте без смены обмоток следует применять следующие коэффициенты:

а) для трансформаторов общего назначения, электропечей сопротивления, погруженных насосов, питания ртутных преобразователей, питания селеновых выпрямителей, питания электроинструмента, местного освещения и питания систем цепей управления, питания полупроводниковых преобразователей, автотрансформаторов и стабилизаторов - 0,45;

б) для трансформаторов комплектно с аппаратурой высокого напряжения для дуговых электропечей - 0,6;

в) для одно-трансформаторных комплектных подстанций внутренней установки - 0,73; г) для одно-трансформаторных комплектных подстанций наружной установки - 0,70.

Таблица 2.

Нормы расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание мачтовых трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ и комплектных трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ

Наименование	Единица измерения	Норма расхода материалов и изделий на 100 чел. час
1. Материалы		мачтовых подстанций	комплектных тупиковых однотрансформаторных подстанций	комплектных проходных однотрансформаторных подстанций
1.1. Прокат черных металлов
Всего В том числе: сталь полосовая 505 мм сталь полосовая 253, 124 мм сталь угловая 40404, 63635 мм сталь круглая диаметром 10-12 мм сталь листовая 1,2-1,9 мм	кг кг кг кг кг кг	470,0 - - 220,0 250,0 -	930,0 20,0 80,0 480,0 240,0 110,0	930,0 20,0 80,0 480,0 240,0 110,0
1.2. Сетка металлическая	кг	-	160,0	160,0
1.3. Прокат алюминиевый
Всего	кг	8,0	22,0	22,0
В том числе:
шина алюминиевая 505 мм	кг	-	8,0	8,0
шина алюминиевая 404 мм	кг	-	11,0	11,0
шина алюминиевая 304 мм	кг	8,0	3,0	3,0
1.4. Проволока бандажная	кг	167,0	-	-
1.5. Электроды сварочные	кг	18,0	29,0	29,0
1.6. Трубы водогазопроводные диаметром 20-50 мм	м	217,0	48,0	48,0
1.7. Масло трансформаторное	кг	150,0	192,0	240,0
1.8. Пиломатериалы
Всего	м3	1,3	-	-
В том числе:
бруски	м3	0,6	-	-
доски	м3	0,7	-	-
1.9. Круглый строительный лес (пропитанный)	м3	6,0	-	-
1.10. Приставки железобетонные	шт.	8,0	16,0	16,0
1.11. Припой ПОС-40	кг	-	1,0	1,6
1.12. Метизы	кг	173,0	60,0	60,0
1.13. Кабельная продукция:
Провод АПВ-25-70	м	333,0	316,0	316,0
Провод ПГВ-6	м	-	62,0	62,0
Провод АПВ-2,5; ПГВА-2,5	м	167,0	47,0	47,0
Провод А-70	кг	67,0	64,0	128,0
Провод А-35; А-50	кг	5,0	3,0	3,0
1.14. Бумажные и текстильные материалы:
Ветошь	кг	65,0	63,0	63,0
Лента изоляционная хлопчатобумажная	кг	18,0	18,0	18,0
Картон электроизоляционный	кг	5,0	4,8	4,8
Шлифовальная бумага	кг	5,0	4,8	4,8
1.15. Лаки, краски, нефтепродукты и химикаты:
Бензин Б-70	кг	7,0	7,0	7,0
Вазелин технический BTB-1	кг	3,0	3,0	3,0
Лак № 177	кг	0,5	0,3	0,3
Лак битумный БТ-577	кг	2,0	2,0	2,0
Трубка ПХВ	м	27,0	24,0	24,0
Смазка ЦИАТИМ-203, ЦИАТИМ-221	кг	7,0	6,4	6,4
Уайт-спирит	кг	21,0	24,0	35,0
Эмаль ПФ-118	кг	46,0	46,0	62,0
Резина маслоупорная	кг	21,0	20,0	20,0
2. Изделия
2.1. Автоматические выключатели А3700, А3100	шт.	7,0	25,0	25,0
2.2. Вставки плавкие ПН-2	шт.	107,0	85,0	85,0
2.3. Выключатель низковольтный ПГ	шт.	26,0	26,0	26,0
2.4. Зажимы аппаратные	шт.	36,0	36,0	48,0
2.5. Изоляторы проходные ИП-10	шт.	-	12,0	19,0
2.6. Изоляторы опорные ИО-10	шт.	-	24,0	38,0
2.7. Изоляторы ШФ-20, ШФ-10, ШН-10	шт.	35,0	12,0	18,0
2.8. Кардощетка	шт.	1,7	1,6	1,6
2.9. Кисть малярная	шт.	10,0	8,0	8,0
2.10. Крюки КВ-22, КВ-25	шт.	1,7	1,6	1,6
2.11. Коробки ответвительные	шт.	86,0	86,0	86,0
2.12. Лампы накаливания НВ-27	шт.	132,0	132,0	164,0
2.13. Металлическая щетка	шт.	1,7	1,6	1,6
2.14. Наконечники кабельные	шт.	200,0	196,0	196,0
2.15. Патрон стенной (для электроламп)	шт.	42,0	42,0	42,0
2.16. Плашечные зажимы ПАБ-1, ПАБ-2	шт.	83,0	80,0	80,0
2.17. Предохранители ПК-10	шт.	67,0	71,0	71,0
2.18. Предохранители ПН-2	шт.	107,0	85,0	85,0
2.19. Предохранитель пробковый Е-27	шт.	21,0	21,0	21,0
2.20. Разрядники РВП-10	шт.	9,0	9,0	9,0
2.21. Разрядники РВН-0,5	шт.	13,0	13,0	13,0
2.22. Рубильники на 100-400 A	шт.	17,0	12,0	12,0
2.23. Счетчики СА4У-4672М	шт.	5,0	5,0	5,0
2.24. Трансформаторы тока	шт.	24,0	24,0	24,0
2.25. Шпилька латунная	кг	21,0	20,0	20,0

Приложение 38 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методика расчета норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей

Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей (далее

Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для ремонтов силовых кабельных линий в предприятиях электрических сетей.

2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

1) норматив расхода - среднее количество кабеля и кабельной арматуры, необходимое в течение года для производства ремонтов эксплуатируемых кабельных линий;

2) норматив резервного запаса - максимальное количество кабеля и кабельной арматуры, которое необходимо иметь дополнительно к работающим, для производства ремонтов и обеспечения непрерывности работы электроснабжения потребителей.

Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Норматив расхода определяется умножением нормы расхода на протяженность эксплуатируемых линий:

W=MxL, (1)

где W- норматив расхода кабеля, метр (далее

м);

M

норма расхода кабеля, метр/километр (далее - м/км) ;

L - протяженность эксплуатируемых линий, километр (далее

км).

4. Норматив резервного запаса определяется умножением нормы запаса на протяженность эксплуатируемых линий:

V=NxL, (2)

где V - норматив резервного запаса кабеля, м;

N

норма запаса кабеля, м/км;

L - протяженность эксплуатируемых линий, км.

5. Типовые нормы расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры приведены согласно приложениям 1 - 4 к настоящей Методике.

6. Типовые нормы расхода и резервного запаса рассчитываются для средних условий при квартальных поставках изделий в резерв с учетом действующих минимальных норм заказа кабельной продукции. Если расход изделий и условия пополнения запаса существенно отличается от принятых в расчет, то энергетическими управлениями разрабатываются местные нормы и нормативы, которые утверждаются вышестоящей организацией.

7. Резервные запасы бронекабеля и арматуры для линий до 10 киловольт (далее

кВ) предприятий электрических (городских, кабельных) сетей централизуются в этих электросетях. Резервные запасы кабельных изделий для линий до 10 кВ подстанций и всех линий 20-35 кВ централизуются в районных энергетических управлениях или главных производственных управлениях энергетики и электрификации.

По решению вышестоящих организаций устанавливаются более высокие уровни централизации резервных запасов.

8. Нормативы и номенклатура резервных запасов, централизуемых в предприятиях электрических сетей, разрабатываются согласно приложениям 1 - 4 к настоящей Методике и утверждаются руководителями этих предприятий.

Нормативы и номенклатура резервных запасов, централизуемых в районных энергетических управлениях (главных производственных управлениях энергетики и электрификации) разрабатываются службами согласно приложениям 1

4 к настоящей Методике и утверждаются руководителями этих управлений, которые устанавливают предприятия-владельцев кабельных изделий, порядок использования и взаимных расчетов, распоряжающихся запасом лиц.

9. Устанавливаются группы нормативов:

1) для предприятий электрических сетей

силовой кабель с изоляцией из пропитанной бумаги (бронекабели) и арматура к нему для линий 0,4 и 6-10 кВ (2 группы нормативов);

2) для подстанций предприятий электрических сетей

силовой кабель с изоляцией из пропитанной бумаги (бронекабель) и арматура к нему для линий до 1 кВ, силовой кабель с резиновой и пластмассовой изоляцией и арматура к нему для линий до 1 кВ (2 группы нормативов);

3) для кабельных линий 20-35 кВ независимо от места эксплуатации

силовой кабель и арматура к нему (1 группа нормативов).

Типовые нормы резервного запаса, приведенного в приложениях 1

4 к настоящей Методике рассчитаны на два маркоразмера кабеля (соединительных и концевых муфт) для каждой группы нормативов.

10. Пополнение резервного запаса до нормативных значений осуществляется его владельцем, перепись резервного кабеля производится его владельцем, и учитывается как "Технический необходимый резерв".

Приложение 1 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей

Типовые нормы расхода и резервного запаса бронекабелей и соединительных муфт для кабельных линий предприятий электрических сетей

Наименование изделий	Единица измерений	Норма расхода	Нормы запаса при общей протяженности линии в эксплуатации, километр (далее км)
			до 100	200	300	400	500	700	1000	1500	более 1500
Кабели бронированные до 1 кВ	км/100 км	0,16	1,7	0,90	0,65	0,55	0,45	0 ,35	0,30	0,25	0 ,22
Кабель бронированный 6 - 10 кВ	км/100 км	0,21	1,7	1,05	0,75	0,6	0,55	0,40	0,35	0,30	0,25
Муфты соединительные до 1 кВ (комплект)	Штук на сто километров (далее - шт./100 км)	22	65	40	35	30	27	22	22	21	20
Муфты соединительные 6 - 10 кВ (комплект)	шт./100 км	34	80	55	45	40	35	32	32	32	32
Примечание. Типовые нормы расхода и резервного запаса силовых кабелей и арматуры до 1 кВ для подстанций предприятий электрических сетей определяются по нормам гидроэлектростанций

Приложение 2 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей

Типовые нормы расхода и резервного запаса бронекабелей и соединительных муфт 20 - 35 к В

Наименование изделий	Единица измерения	Норма расхода	Норма запаса при общей протяженности линий в эксплуатации, км
			до 10	20	40	60	80	100	более 100
Кабель бронированный	Метр на километр (далее - м/км)	2,6	80	60	40	30	20	13	6
Соединительные муфты (трехфазные комплекты)	шт./км	0,32	2,0	1,6	1,2	1,0	0,80	0,60	0,4

Приложение 3 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей

Типовые нормы расхода и резервного запаса кабелей и соединительных муфт для гидроэлектростанций

Наименование изделий	Единица измерения	Норма расхода	Нормы запаса при общей протяженности линий в эксплуатации, км
			до 10	20	40	60	более 60
Кабели бронированные и силовые до 1 кВ	м/км	4	200	90	50	32	32
Кабели бронированные 6 - 10 кВ	м/км	1 ,2	240	100	60	40	40
Муфты соединительные до 1 кВ	шт./км	0 ,0012	2 ,0	1 ,0	0 ,5	0,35	0 ,3
Муфты соединительные 6 - 10 кВ	шт./км	0 ,04	2 ,0	1 ,0	0 ,5	0 35	0 ,3

Приложение 4 к Методике по расчету норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей

Типовые нормы расхода и резервного запаса концевых кабельных муфт

Наименование изделий	Норма расхода, процент (далее - %)		Норма запаса, %, при количестве в эксплуатации, штук (далее - шт.)
			до 100	200	400	600	1000	2000	4000	более 4000
Предприятие электрических сетей
Концевые муфты до 1 кВ:
внутренней установки		0 ,5	35	18	10	8	5	2 ,5	1 ,5	1 ,1
наружной установки		1 ,0	40	20	1 1	9	5 ,5	3 ,0	2 ,2	1 ,7
Концевые муфты 6 - 10 кВ		2 ,2	45	22	12	10	6 ,0	4 ,0	3 ,0	2 ,5
Гидроэлектростанции
Концевые муфты до 1 кВ		0 ,5	35	18	10	8	5	2 ,5	1 ,5	1 ,1
Концевые муфты 3 - 10 кВ:
внутренней установки		1 ,7	45	21	11	9	5 ,5	3 ,5	2 ,5	2 ,0
наружной установки		0 ,5	35	18	10	8	5	-	-	-
Предприятия электрических сетей и электростанции
Концевые муфты 20 - 35 кВ (однофазные комплекты):
внутренней установки		0 ,4	13	8	4	2 ,5	-	-	-	-
наружной установки		4 ,2	18	12	9	7	5	-	-	-
Примечание. Нормы расхода и запаса приведены в % от количества муфт в эксплуатации.

Приложение 39 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для установления порядка по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) питательная вода

вода, подаваемая в паровой котел в качестве исходного материала для получения пара;

2) располагаемый теплоперепад

тепловой перепад пара, определяемый параметрами пара перед турбиной и за ней;

3) регенеративный отбор пара

нерегулируемый отбор пара из турбины на регенеративные подогреватели, который повышает экономичность паротурбинной установки;

4) полный (общий) расход тепла на турбоагрегат

сумма расходов тепла на выработку электроэнергии и из отборов турбины.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Экспресс - испытания (далее

ЭИ) турбин проводятся для обеспечения грамотной и экономичной эксплуатации в целях получения данных, необходимых при оценке факторов, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) и Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066):

1) текущего изменения общей экономичности;

2) состояния отдельных элементов и своевременного выявления дефектов;

3) качества ремонта (реконструкции) турбины или ее элементов.

4. На основе анализа результатов ЭИ судится, остановить турбину (или отключить отдельные элементы установки) для ревизии и устранения дефектов или оставить ее в работе до ближайшего ремонта.

При принятии решения сопоставляются затраты на останов, проведение восстановительных работ, недоотпуск электрической (тепловой) энергии и другие с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженной экономичностью.

5. ЭИ проводятся силами персонала цехов (групп) наладки в соответствии с программой, утвержденной техническим руководителем электростанции.

6. Периодичность ЭИ между ремонтами строго не регламентируется и зависит от состояния турбоагрегата, его наработки, уровня эксплуатации, качества проведения пуско - остановочных операций и других обстоятельств (например, внеочередное испытание, следует провести после неудачного пуска с нарушением требований инструкции, аварийным снижением параметров пара). Испытания проводятся каждые 3

4 месяца.

Глава 2. Основные принципы экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций

7. В основе ЭИ положен принцип сравнительной оценки изменяющихся показателей работы оборудования, для решения задач, приведенных пунктах 3, 4, 5, 6 настоящих Методических указаний. Основной критерий изменения общей экономичности турбоагрегата, определение удельных расходов тепла (пара) при выработке электрической мощности.

Сравниваются зависимости мощности от давления в контрольной ступени турбины при отключенной системе регенерации (это исключает влияние режимов и показателей работы регенеративных подогревателей на расположение и характер протекания указанной зависимости и дается возможность проведения корректного анализа сравниваемых результатов последующих ЭИ).

8. Об изменении общей экономичности турбоагрегата судят по результатам сравнения зависимостей электрической мощности от давления в контрольной ступени, полученным в результате последовательно проведенных ЭИ.

9. При анализе состояния отдельных элементов турбоагрегата, основными критериями являются:

1) для собственно турбины

внутренний относительный коэффициент полезного действия (далее

КПД) цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, диаграмма парораспределения, давление по ступеням;

2) для конденсатора

вакуум и температурный напор при одинаковых граничных условиях (расход и температура циркуляционной воды на входе, расход отработавшего пара), переохлаждение конденсата, нагрев циркуляционной воды, гидравлическое сопротивление;

3) для регенеративных и сетевых подогревателей

температура нагреваемой воды на выходе, температурный напор, потери давления в паропроводе отбора, переохлаждение конденсата греющего пара.

Глава 3. Условия, обеспечивающие надежность результатов экспресс-испытаний и их сопоставимость

10. Для обеспечения максимальной надежности и точности результатов, правильности выводов при проведении последовательных испытаний выполняется ряд условий, согласно главе 2 настоящих Методических указаний:

1) идентичность тепловой схемы и режимных факторов.

Во время испытания отключаются все отборы пара от турбины на собственные нужды и деаэратор, закрываются дренажные и продувочные линии, трубопроводы связи с другими установками, трубопроводы подпитки, впрыск охлаждающей воды в промежуточный перегрев.

При проведении опытов с включенной регенерацией соблюдается равенство расходов свежего пара и питательной воды через трубные пучки подогревателей высокого давления (далее - ПВД). При проведении опытов обращается внимание на поддержание минимальных отклонений параметров пара от номинальных и средних значений за опыт, согласно параграфу 1 главы 5 настоящих Методических указаний.

Для повышения точности конечных результатов соблюдаются требования к минимальной длительности каждого опыта (40 минут стабильного режима

согласно параграфу 2 главы 5 настоящих Методических указаний) и равной продолжительности каждого режима при последующих испытаниях в целях уменьшения расхождения значений случайных ошибок;

2) идентичность схемы измерений и применяемых приборов.

Схема измерений при ЭИ проектируется таким образом, чтобы параметры пара и воды измерялись в одних и тех же местах с помощью одинаковых приборов, поверенных до и после каждого испытания.

11. Типовой перечень точек измерения при испытании:

1) давления

пара до и после стопорного клапана, за регулирующими клапанами, в камерах регулирующей ступени, отборов и перед соответствующими подогревателями, за цилиндрами высокого и среднего давления, перед цилиндром среднего давления (три последних в основном для турбин с промперегревом), пара перед сужающими расходомерными устройствами, отработавшего пара;

2) температуры

пара перед стопорным клапаном, за цилиндрами высокого и среднего давления, перед цилиндром среднего давления (три последних в основном для турбин с промперегревом), в камере и паропроводах производственного отбора, основного конденсата и питательной воды до и после каждого подогревателя, и за обводными линиями, циркуляционной воды до и после конденсатора, сетевой воды до и после подогревателей, конденсата греющего пара всех подогревателей (желательно);

3) электрической мощности на зажимах генератора;

4) расходов

свежего пара и питательной воды, пара отбора на производство, основного конденсата сетевой воды;

5) механических величин

положения штоков сервомотора и регулирующих клапанов, угла поворота кулачкового вала.

12. Применяемые приборы:

1) давление среды измеряется с помощью манометров класса 0,5, вакуум в конденсаторе желательно измерять ртутными вакуумметрами и вакуумметрами абсолютного давления в комплекте с регистрирующими приборами типа КСУ или цифровыми устройствами.

Учитывая специфику ЭИ, согласно главе 2 настоящих Методических указаний, внимание уделяется максимально надежному измерению давления в контрольных ступенях турбины (так как последние выбираются, в зоне малых давлений, не превышающих 3

4 килограмм силы/квадратный сантиметр (далее - кгс/см²), при выборе и установке манометров или мановакуумметров обеспечиваются минимальные значения поправок по протоколам поверки и на высоту присоединения).

Атмосферное давление измеряется с помощью ртутного барометра либо анероида;

2) температура среды измеряется в основном термопреобразователями типа ХК (ХА) в комплекте с потенциометрами типа КСП (ПП) или термометрами сопротивления с мостами типа КСМ. Температуру циркуляционной и сетевой воды часто предпочтительнее измерять лабораторными ртутными термометрами с ценой деления 0,1 градус Цельсия (далее - ^оС).

13. Количество независимых измерений давления и температуры пара до и после цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, обеспечивается надежное определение их внутреннего КПД (в частности, по турбине типа К

300

240 имеются, как минимум, по 2 точки измерения температуры и давления свежего пара и пара перед цилиндром среднего давления (далее

ЦСД), по 2 точки измерения давления и по 4

температуры пара после цилиндра высокого давления (далее

ЦВД) и ЦСД).

Электрическая мощность измеряется с помощью специально собранной схемы 2 ваттметров класса 0,5 (0,2), присоединенных параллельно счетчикам электроэнергии.

14. Расход пара и воды измеряется штатными расходомерами, поверенными до и после ЭИ. Точность таких измерений достаточна, так как расход при ЭИ необходим лишь для вспомогательных целей (например, для минимизации расхождений расходов свежего пара и питательной воды, определения тепловой нагрузки подогревателей).

Глава 4. Программа экспресс-испытаний

15. Основное влияние на изменение экономичности турбоустановки оказывает состояние проточной части турбины, в качестве основного раздела программы предусматривают проведение опытов на конденсационном режиме с полностью отключенной системой регенерации, что исключает влияние отдельных элементов тепловой схемы и режимных условий на уровень экономичности и, выявляется влияние собственно турбины.

При наличии в каждом из последовательно проведенных испытаний с полностью включенной регенерацией различных по значению расхождений между расходами свежего пара и питательной воды и (или) по каким-либо причинам показателей работы отдельных регенеративных подогревателей отсутствует возможность сопоставления результатов испытаний между собой и однозначного определения изменения мощности, обусловленного лишь состоянием проточной части (износом уплотнений, заносом, повреждениями) и конденсатора.

16. Первая серия ЭИ турбин любого типа предполагает проведение 5

6 опытов на конденсационном режиме с отключенной системой регенерации (ПВД, деаэратор и два последних подогревателя низкого давления (далее

ПНД)) в диапазоне электрических нагрузок от 25% номинальной до максимума, допускаемого инструкцией по эксплуатации.

17. Вторая серия ЭИ состоит также из 5

6 опытов на конденсационном режиме в аналогичном диапазоне нагрузок, но при проектной тепловой схеме. Цель выполнения данной серии

сравнение значений электрической мощности (в том числе максимально достигнутой) в последовательных ЭИ с анализом изменения показателей регенеративных подогревателей и конденсатора.

18. Третья серия ЭИ проводится для турбин с регулируемыми отборами пара. Цель опытов

сравнение характеристик турбоагрегата и его элементов при расходе свежего пара, превышающем максимально допустимый на конденсационных режимах и определение показателей экономичности сетевых подогревателей при проектной тепловой схеме. Серия состоит из 3 опытов и включает ориентировочно следующие режимы:

1) турбины с регулируемым отбором на теплофикацию.

Проводятся 3 опыта при расходах свежего пара максимальном, 90%- ном и 80%-ном с минимальным открытием поворотных диафрагм части низкого давления (далее ЧНД) (для турбин с двумя выходами Т-отбора, например, Т

100

130, включены оба сетевых подогревателя и встроенные пучки конденсатора);

2) турбины с регулируемыми отборами на теплофикацию и производство.

Проводятся 3 опыта при расходах свежего пара максимальном, 90%- ном и 80%-ном с включенными регулируемыми отборами и минимальным открытием поворотных диафрагм ЧНД (как и в предыдущем случае, для турбин с двумя выходами Т-отбора включены оба сетевых подогревателя и встроенные пучки конденсатора).

19. Значения производственного отбора при этом выбираются с учетом пропускной способности части среднего давления (далее

ЧСД).

Глава 5. Порядок и условия проведения испытаний

Параграф 1. Стабильность режима

20. От стабильности протекания режима в каждом опыте зависит надежность и точность получаемых результатов. Для обеспечения стабильности соблюдаются основные условия:

1) каждый опыт проводится при неизменном положении органов парораспределения, что обеспечивается постановкой последних на ограничитель мощности или специальный упор. В некоторых случаях, зависящих от конкретных условий работы системы регулирования, стабильности частоты сети, вида топлива, необходимость указанных дополнительных мероприятий отпадает;

2) не производятся какие-либо переключения в тепловой схеме (за исключением, аварийных), которые влияют на значения фиксируемых во время опыта показателей и параметров;

3) отключается регулятор "до себя";

4) не допускается разница расходов свежего пара и питательной воды более чем на 10%;

5) не нарушаются пределы допустимых отклонений параметров пара, согласно таблице 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 2. Длительность опыта и частота записи показаний

21. Длительность опыта составляет порядка 40 минут установившегося режима турбоагрегата.

22. Записи в журналах наблюдений осуществляются одновременно каждые 5 минут, электрической мощности

2 минуты. Частота фиксации показаний автоматическими приборами составляет 2

3 минуты.

Параграф 3 Контроль хода опыта

23. Высокое качество испытаний

постоянный контроль режима турбоагрегата и его элементов.

24. Оперативный контроль такого рода осуществляется во время опыта по показаниям приборов с использованием следующих критериев, основанных на сопоставлении между собой основных параметров и показателей работы отдельных элементов:

1) минимальной разницы расходов свежего пара и питательной воды;

2) постоянства параметров свежего пара;

3) неизменности степени открытия паровпускных органов турбины.

25. Важным критерием хода опыта является также логическая увязка между собой и с нормативными или расчетными данными следующих параметров цикла:

1) давления пара до и после стопорных клапанов и за открытыми регулирующими клапанами;

2) давления пара за закрытыми регулирующими клапанами и в камере регулирующей ступени;

3) давления пара по линии процесса расширения;

4) давления пара в камерах отборов и перед соответствующими подогревателями;

5) температуры по ходу пара, конденсата, питательной и сетевой воды (особенно до и после врезки трубопроводов, обвода подогревателей по воде).

26. Во время испытания руководителем ведется дневник, в котором фиксируются время начала и конца каждого опыта, его особенности и основные характерные черты, общие показатели режима (мощность, расходы, состояние отдельных элементов схемы, положение арматуры, барометрическое давление).

Глава 6. Обработка результатов и их анализ

27. За основу при оценке состояния оборудования принимаются средние из измеренных во время опытов параметры и величины после введения всех необходимых поправок.

28. Для последующего сравнения результатов испытания между собой они приводятся к одинаковым параметрам и номинальным условиям с помощью поправочных кривых завода

изготовителя или кривых, содержащихся в типовых характеристиках.

29. Для определения энтальпий пара и последующего расчета внутренних КПД используются I-S-диаграмма для водяного пара.

Параграф 1. Характеристики системы парораспределения

30. Характеристики системы парораспределения называют зависимости давлений пара за регулирующими клапанами и в камере регулирующей ступени, а также подъема штоков сервомотора и клапанов и (или) поворота кулачкового вала от расхода свежего пара (давления в контрольной ступени).

31. Для построения зависимостей значения давления, мега Паскаль (далее

МПа), пересчитываются на номинальное начальное значение давления по формуле:

, (1)

где

номинальное давление свежего пара, МПа;

давление свежего пара и за клапаном или в камере регулирующей ступени в условиях опыта, МПа.

32. Расход (G), тонн/час (далее

т/ч) свежего пара в условиях опыта пересчитывается на номинальные начальные параметры пара по формуле:

, (2)

где

соответственно температура свежего пара в условиях опыта и номинальная, Кельвин (далее

К).

33. Указанные графические зависимости показаны на рисунке 1 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

Для анализа кривых на рисунке 1 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, используются следующие показатели:

1) значение суммарной потери давления () на трассе стопорный клапан

полностью открытый регулирующий клапан (не превышает 3

5%);

2) соответствие очередности открытия регулирующих клапанов заводской диаграмме или данным испытаний однотипных турбин (при анализе правильности настройки системы парораспределения следует, что более пологое протекание линии давления за каким-либо клапаном при последующем испытании вызывается износом сопл соответствующего сегмента, а более крутое

уменьшением их сечения, например вследствие завальцовки, давление за закрытым клапаном равняется давлению в камере регулирующей ступени);

3) зависимость подъема штока сервомотора (поворота кулачкового вала), протекающая плавно, без изломов и площадок (наличие последних указывает на нарушение формы статической характеристики).

Параграф 2. Зависимости давлений пара по ступеням от давления в контрольной ступени

34. Зависимости, используемые для оценки изменений в проточной части турбины, анализируются по результатам опытов с отключенной регенерацией. Эти зависимости сравниваются по результатам опытов с включенной регенерацией, ввиду того, что в этом случае опытные значения корректируются с учетом несоответствия расходов свежего пара и питательной воды и характеристик регенеративных подогревателей по каждому из испытаний.

Данные опытов этой серии для анализа состояния проточной части практически не используются.

35. Сравниваемые значения давления, МПа, для турбин с промперегревом приводятся к номинальному значению температуры свежего пара (ступени до промперегрева) и пара после промперегрева (ступени ЦСД и цилиндра низкого давления (далее - ЦНД)) по формулам:

, (3)

, (4)

(при поддержании значений температуры близкими к номинальным, этими поправками пренебрегают).

36. Большое значение для надежности оценки результатов испытаний имеет выбор контрольной ступени, согласно главе 2 настоящих Методических указаний.

В качестве контрольной выбирается ступень в зоне низких давлений, так как, из-за отсутствия заноса проточной части в этой зоне и относительно больших зазоров проходные сечения этих ступеней достаточно стабильны во времени и при фиксации давлений в этой ступени во время опытов обеспечивают большую точность отсчета показаний манометра.

При проведении испытания фиксируются значения давления во всех камерах регенеративных отборов, а окончательный выбор контрольной ступени осуществляется лишь после анализа графических зависимостей давления в остальных ступенях от давления в ступенях, которые используются в качестве контрольных (такие зависимости в соответствии с формулой Флюгеля практически прямолинейны и направлены в начало координат).

37. В таблице 2 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, представлены ступени проточной части турбин основных типов, которые используются в качестве контрольных.

38. При анализе графического материала принимаются во внимание:

1) совпадение вышеперечисленных зависимостей при последовательных испытаниях свидетельствует об отсутствии существенных изменений проходных сечений проточной части;

2) более крутое расположение линий по отношению к полученным по предыдущим испытаниям свидетельствует о солевом заносе либо о местном повреждении соплового аппарата;

3) более пологое протекание линий указывается на увеличение зазоров (исключая вариант сравнения результатов до и после промывки).

Параграф 3. Внутренний (относительный) КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара

39. Значения внутренних КПД цилиндров рассчитываются с помощью общепринятых формул по результатам опытов с включенной и отключенной системой регенерации, часть которых проводится при полном открытии всех или нескольких групп регулирующих клапанов.

40. На значение внутреннего КПД цилиндра турбины влияют в основном факторы:

1) характеристика системы парораспределения (давление за регулирующими клапанами, потери при их полном открытии, значения перекрыш);

2) давления по проточной части;

3) состояние лопаточного аппарата и протечки через надбандажные и диафрагменные уплотнения и разъемы диафрагм и цилиндров.

41. Способы непосредственного контроля внутри цилиндровых протечек, отсутствуют и изменения их значения судится по результатам косвенных измерений, в частности температуры за контролируемым отсеком турбины.

42. При включенной регенерации часть высокотемпературных протечек, помимо лопаточного аппарата, сбрасывается в соответствующие подогреватели, температура пара после цилиндра будет ниже, а значение внутреннего КПД больше аналогичных значений в опытах с отключенной регенерацией. Исходя из этого, по значению расхождения внутренних КПД, полученных в опытах с включенной и отключенной регенерацией во времени, судят об изменении "плотности" проточной части соответствующего цилиндра турбины.

43. На рисунке 2 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, показано изменение внутренних КПД ЦВД и ЦСД турбин типа К

300

240 во времени (часах), по результатам испытаний.

44. Анализ результатов многочисленных испытаний турбин разных типов показывает, наиболее характерные причины снижения внутренних КПД турбин или их цилиндров являются:

1) повышенное дросселирование в системе парораспределения;

2) увеличение зазоров в проточной части по сравнению с расчетными значениями;

3) несоответствие проходных сечений расчетным;

4) наличие заноса проточной части, влияющего на значение профильных потерь и отношение скоростей

;

5) износ и повреждение элементов проточной части.

Параграф 4. Эффективность системы регенерации и сетевых подогревателей

45. Эффективность системы регенерации характеризуется значениями температуры питательной воды и конденсата за каждым подогревателем, показываемыми на графиках в зависимости от значений расхода свежего пара или давления в контрольной ступени.

46. При понижении температуры воды после подогревателя по сравнению с предыдущим испытанием, определяют зависимость температурного напора подогревателя (недогрева относительно температуры насыщения) от удельной тепловой нагрузки или от расхода свежего пара (давления) в контрольной ступени и сравнивают ее с нормативной или расчетной. Причинами повышения температурного напора являются факторы:

1) высокий уровень конденсата в корпусе;

2) размыв подпорных шайб между ходами воды;

3) загрязнение поверхности трубок;

4) "завоздушнивание" корпусов подогревателей вследствие повышенных присосов воздуха и неудовлетворительной работы системы отсоса воздуха.

47. Если температурный напор соответствует норме, то сопоставляют значения давления пара в подогревателе и соответствующей камере турбины, определяют гидравлическое сопротивление паропровода. Причинами увеличения последнего является повышенное дросселирование в запорном органе или обратном клапане.

48. При выяснении причин недогрева воды за подогревателем, снабженным обводной линией, убеждаются в плотности последней.

49. При анализе эффективности работы сетевых подогревателей применяются те же критерии и приемы, что и для регенеративных подогревателей, учитываются многообразие режимов (разрежение в паровом пространстве, более низкое качество воды по отношению к конденсирующемуся пару).

Внимание уделяется при анализе их состояния воздушной плотности, наличие отложений на внутренних поверхностях трубного пучка и соответствие поверхности теплообмена расчетному значению (количеству заглушенных трубок).

Параграф 5. Эффективность конденсатора

50. Основным параметром, характеризующим эффективность конденсатора при заданных паровой нагрузке (расходе отработавшего пара), расходе охлаждающей воды и ее температуре на входе, является вакуум (давление отработавшего пара), фактические значения которого сравниваются с результатами предыдущих испытаний.

51. При повышенных значениях вакуума проводится проверка состояния конденсационной установки, анализ значений отдельных компонентов, определяющих температуру насыщения (Т_s), К, соответствующую фактическому вакууму:

, (5)

где

температура охлаждающей воды на входе в конденсатор и ее нагрев, К;

температурный напор конденсатора, определяемый как разность температур насыщения и охлаждающей воды на выходе, К.

52. Температура охлаждающей воды перед конденсатором при прямоточной системе водоснабжения является внешним фактором, который определяется гидрологическими и метеорологическими условиями, а при оборотной системе зависит и от эффективности водоохлаждающих установок, в частности градирен (поэтому проверяют охлаждающую способность такой установки и ее соответствие нормативным данным).

53. Другим компонентом, влияющим на вакуум, является нагрев охлаждающей воды, который при заданной паровой нагрузке зависит от расхода охлаждающей воды.

Увеличение нагрева воды свидетельствует о недостаточном ее расходе, причинами чего бывают увеличенное гидравлическое сопротивление вследствие загрязнения трубок и (или) трубных досок посторонними предметами, илистыми и минеральными отложениями, ракушками и прочим, а также снижение подачи циркуляционных насосов, неполное открытие арматуры, уменьшение сифонного эффекта.

54. Одной из причин ухудшения теплообмена в конденсаторе является образование тонкого слоя минеральных или органических отложений на внутренней поверхности трубок, который не вызовет заметного повышения гидравлического сопротивления и поэтому не обнаруживается.

Влияние этого фактора судится с помощью анализа основного интегрального показателя состояния охлаждающей поверхности температурного напора (третьего слагаемого в формуле (5)).

55. Температурный напор конденсатора (как и любого теплообменного аппарата), представляется как и общий коэффициент теплопередачи, критерий эффективности процесса передачи тепла от отработавшего пара к охлаждающей воде.

56. На температурный напор конденсатора влияют практически все основные факторы, характеризующие условия эксплуатации и состояние отдельных элементов конденсационной установки:

1) паровая нагрузка;

2) температура;

3) расход охлаждающей воды;

4) воздушная плотность вакуумной системы;

5) состояние поверхности трубок;

6) количество заглушенных трубок;

7) эффективность работы воздухоудаляющих устройств.

57. Для анализа причин роста температурного напора при заданном расходе охлаждающей воды, ее температуре на входе и паровой нагрузке конденсатора анализируется каждый из перечисленных факторов и показателей:

1) воздушная плотность вакуумной системы

с помощью измерения количества воздуха, отсасываемого из конденсатора;

2) состояние поверхностей трубок, наличие видимого заноса

по значению гидравлического сопротивления, визуально, вырезкой образцов;

3) сокращение суммарной поверхности охлаждения

по количеству заглушенных трубок;

4) эффективность работы воздухоудаляющего устройства

путем определения рабочих характеристик эжекторов.

58. На рисунке 3 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, показаны зависимости для конденсаторов типа 300-КЦС-1 и 200-КЦС-2 Ленинградского машиностроительного завода (далее

ЛМЗ).

59. Зависимость гидравлического сопротивления конденсатора, перепада давления между его напорными и сливными патрубками , от расхода охлаждающей воды W представляет собой параболическую кривую, постоянный коэффициент которой увеличивается с ростом степени загрязнения, согласно рисунку 7 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

60. Для проведения анализа эффективности конденсатора, регенеративных и сетевых подогревателей практически не требуется организации серьезных измерений сверх штатного объема и обеспечивают их достаточную точность путем периодической калибровки.

Параграф 6. Оценка изменения общей экономичности турбоагрегата

61. Основным критерием, используемым при оценке изменения экономичности, является графическая зависимость электрической мощности от давления в контрольной ступени, полученная по результатам испытаний турбоагрегата на конденсационном режиме с отключенной системой регенерации (в процессе обработки опытных данных эта характеристика так же, как и давления по проточной части, предварительно строится в зависимости от давления в нескольких ступенях, после совместного анализа которых производится окончательный выбор контрольной ступени

согласно, параграфа 2 главы 7 настоящих Методических указаний).

62. Для построения зависимости опытные значения электрической мощности, мега Ватт (далее

МВт), приводятся к постоянным параметрам пара, принятым в качестве номинальных, и вакууму в конденсаторе с помощью заводских поправочных кривых либо поправок, содержащихся в типовых энергетических характеристиках (далее - ТЭХ):

, (6)

где

электрическая мощность, измеренная при испытании, МВт;

суммарная поправка, МВт.

63. На рисунке 8 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, в качестве примера показаны зависимости электрической мощности турбины типа К-300-240 от давления в камерах V и VI отборов (последнее эквивалентно давлению в ресиверах за ЦСД) при отключенной системе регенерации по данным двух последовательно проведенных испытаний.

Как видно из рисунке 8 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, значения изменения электрической мощности

, полученные на основании графического сравнения зависимостей от давлений в двух вышеупомянутых ступенях, практически совпадают, что свидетельствует о достаточной надежности полученных результатов.

64. Общее значение изменения мощности, МВт, представляется в виде суммы отдельных составляющих, определяемых расчетным путем:

, (7)

где

изменение мощности, вызванное соответствующим изменением внутреннего КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, МВт;

изменение мощности, обусловленное прочими факторами, главным образом протечками через концевые уплотнения и неплотности разъемов цилиндров, обойм и диафрагм, неплотностью арматуры на дренажных и продувочных линиях, изменением внутреннего КПД цилиндров, работающих в зоне влажного пара, МВт.

65. Значение

оценивается по изменению внутреннего КПД цилиндра с учетом его доли в общей мощности турбоагрегата и обратного по знаку компенсирующего влияния его на мощность последующего цилиндра. Например, при увеличении внутреннего КПД ЦСД турбины К-300-240 ХТГЗ на 1% изменение общей мощности турбоагрегата

достигнет приблизительно 0,70 МВт, так как изменения мощностей ЦСД и ЦНД составят соответственно плюс 1,22 и минус 0,53 МВт.

66. Значения

, определить с достаточной точностью практически невозможно, потому что его составляющая, связанная с изменением внутреннего КПД цилиндров, работающих во влажном паре, незначительна (если, исключить заметные повреждения), так как абсолютные зазоры по проточной части достаточно велики, а относительные, вследствие значительной высоты лопаток малы, что обусловливает достаточную сохранность уплотнений во времени и малое влияние их состояния на экономичность. Поэтому основной составляющей неучитываемого изменения мощности являются неконтролируемые протечки пара через неплотности элементов цилиндра и запорной арматуры. Значения этих протечек и определяют, главным образом, расхождение значений изменения мощности турбины, найденного непосредственно по результатам испытаний и рассчитанного по изменению внутренних КПД цилиндров, работающих во влажном паре.

67. Большое значение для оценки экономичности и нагрузочных возможностей турбоагрегата имеет определение его максимальной электрической мощности при проектной тепловой схеме. В качестве основного критерия, ограничивающего перегрузку турбины по пару и определяющего максимальную электрическую мощность, используется, значение давления в камере регулирующей ступени, указываемое в инструкции по эксплуатации и технических условиях на поставку. В качестве примера в таблице 3 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, приведены максимальные значения электрической мощности турбины К-300-240-2 ЛМЗ.

68. В некоторых случаях дополнительно ограничиваются значения давления в других камерах по проточной части, например в линии холодного промперегрева и перед ЦНД (в частности, последнее для турбин типа К-500-240 и К-800-240 не превышает 3 кгс/см²).

69. Причинами, лимитирующими максимальную электрическую мощность, являются предельно допустимые значения вакуума в конденсаторе и температуры выхлопного патрубка турбины.

70. Прочими факторами, ограничивающими электрическую мощность, являются показатели, характеризующие состояние турбины и ее отдельных систем и элементов (вибрация, подъем клапанов, относительные расширения), а также "внешние" условия со стороны котла и вспомогательного оборудования.

71. Максимальная электрическая мощность определяется из опытов при проектной тепловой схеме и параметрах пара и воды, минимально отличающихся от проектных. Если при сравнительном анализе результатов последовательных испытаний выяснится, что мощность уменьшилась, то для выяснения причин этого сопоставляются показатели, характеризующие эффективность всех элементов турбоустановки, согласно параграфов 1

5 главы 6 настоящих Методических указаний, и в случае их расхождения пытаются количественно оценить влияние их изменений на значение максимальной электрической мощности с помощью данных соответствующих ТЭХ.

72. Окончательные результаты ЭИ представляются в двух видах

табличном и графическом.

73. В таблицах указываются все параметры и показатели, характеризующие состояние турбоагрегата при каждом из проверенных режимов, пересчитанные в случае необходимости на номинальные условия, согласно, параграфам 1, 2 и 6 главы 6 настоящих Методических указаний. Основные из них:

1) давление свежего пара до и после стопорных клапанов, за регулирующими клапанами, в камерах и ступенях турбины и перед подогревателями регенеративными и сетевыми; вакуум в конденсаторе;

2) температура свежего пара, пара промперегрева, питательной воды, конденсата и сетевой воды за соответствующими подогревателями, охлаждающей воды до и после конденсатора;

3) расход свежего пара, питательной воды, конденсата основного и сетевых подогревателей, сетевой воды;

4) электрическая мощность на зажимах генератора.

74. По вышеупомянутым табличным данным строятся графические зависимости следующих параметров установки от давления в контрольных ступенях:

1) давления

за регулирующими клапанами (также и от расхода свежего пара), в камерах отборов и ступенях турбины, перед подогревателями;

2) температуры питательной воды и конденсата;

3) внутреннего КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара (также от расхода свежего пара);

4) электрической мощности на зажимах генератора.

75. От расхода пара в конденсатор строятся зависимости нагрева охлаждающей воды, температурного напора и вакуума в конденсаторе.

76. Такие характеристики регенеративных и сетевых подогревателей, как температурный напор, потери давления в трубопроводах греющего пара, строятся в зависимости от их тепловой нагрузки.

77. Графические зависимости, используются при обработке результатов ЭИ приведены в приложении 2 к настоящим Методическим указаниям.

Приложение 1 к Методическим указаниям по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций

Таблица 1.

Пределы допустимых отклонений параметров пара

Параметр	Максимально допустимое отклонение среднего значения от номинального	Максимально допустимое отклонение среднего значения за опыт
Давление свежего пара, %	3	2
Вакуум в конденсаторе, миллиметр ртутного столба (далее - мм.рт.ст.)	-	2
Температура свежего пара и пара промперегрева, оС	8	6

Таблица 2.

Контрольные ступени проточной части основных типов турбин

Тип турбины	Камера отбора, используемая в качестве контрольной ступени на подогревателе
К-160-130	ПНД-5
К-200-130	ПНД-3
К-300-240 ЛМЗ	ПНД-3
К-300-240 ХТГЗ	ПНД-4
Т-100-130	ПНД-1
ПТ-60-130	ПНД-3

Таблица 3.

Максимальные значения электрической мощности турбины К-300-240 ЛМЗ

Тепловая схема	Предельное давление в камере регулирующей ступени, кгс/см2	Максимальная электрическая мощность, МВт
ПВД отключены	154	290,0
ПНД отключены	158	276,0
ПВД и ПНД отключены	128	255,0

Рисунок 1. Характеристики системы парораспределения:

1

перед стопорным клапаном; 2

в камере регулирующей ступени;

3, 4, 5, и 6

1-й, 2-й, 3-й и 4-й регулирующие клапаны.

Рисунок 2. Изменение внутренних КПД ЦВД и ЦСД:

1 и 2

система регенерации соответственно включена и отключена.

Рисунок 3. Зависимость вакуума в конденсаторе 300-КЦС-1 (р₂) от паровой нагрузки (G₂) и температуры охлаждающей воды (t₁^в):

А

расход охлаждающей воды 36000 кубический метр/час (далее - м³/ч);

Б

расход охлаждающей воды 25000 м³/ч.

Рисунок 4. Зависимость температурного напора в конденсаторе 300-КЦС-1 (dt) от паровой нагрузки (G₂) и температуры охлаждающей воды (t₁^в).

Рисунок 5. Зависимость температурного напора в конденсаторе 200-КЦС-2 (dt) от паровой нагрузки (G₂) и температуры охлаждающей воды (t₁^в):

А

расход охлаждающей воды 25000 м³/ч;

Б

расход охлаждающей воды 17000 м³/ч.

Рисунок 6. Зависимость нагрева охлаждающей воды в конденсаторе 300-КЦС-1 (

t) от паровой нагрузки (G₂) при расходе охлаждающей воды 36000 м³/ч.

Рисунок 7. Зависимость гидравлических сопротивления конденсатора 300-КЦС-1 (

р) от расхода охлаждающей воды (W).

Рисунок 8. Зависимость электрической мощности турбины К-300-240 (N) от давления в контрольных ступенях (в камере V отбора и за ЦСД) при отключенной системе регенерации.

Приложение 2 к Методическим указаниям по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций

Рисунок 1 а. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 б. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 в. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 г. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 д. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 е. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 ж. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 з. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 и. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 к. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 л. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 м. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 н. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 о. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 п. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 р. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 с. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 т. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 1 у. Плотность перегретого пара в зависимости от параметров.

Рисунок 2. Плотность воды в зависимости от параметров.

Рисунок 3. Определение энтальпии воды в зависимости от параметров.

Рисунок 4. Поправка к показаниям ртутных вакуумметров на капиллярность.

Рисунок 5. Определение cos

по показаниям двух ваттметров

1 и

2, соединенных по схеме Арона.

Рисунок 6 а. Температура насыщения пара в зависимости от давления.

Рисунок 6 б. Температура насыщения пара в зависимости от давления.

Рисунок 6 в. Температура насыщения пара в зависимости от давления.

Приложение 40 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по организации работы по производственной санитарии на электростанциях

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по организации работы по производственной санитарии на электростанциях (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для помощи в практической работе инженеров по технике безопасности и руководителей структурных подразделений (начальников, мастеров цехов, служб, участков) при обслуживании энергетического оборудования электростанций.

В настоящих Методических указаниях регламентированы основные функции структурных подразделений и обязанности должностных лиц всех организаций и предприятий в системе Министерства энергетики Республики Казахстан, занятых вопросами эксплуатации и ремонта энергетического оборудования.

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) производственная санитария

система санитарно-гигиенических, организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работников вредных производственных факторов;

2) охрана труда

система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-эпидемиологические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия и средства;

3) безопасность труда

состояние защищенности работников, обеспеченное комплексом мероприятий, исключающих воздействие вредных и (или) опасных производственных факторов на работников в процессе трудовой деятельности;

4) условия безопасности труда

соответствие трудового процесса и производственной среды требованиям безопасности и охраны труда при выполнении работником трудовых обязанностей;

5) вредный производственный фактор

производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к заболеванию или снижению трудоспособности и (или) отрицательному влиянию на здоровье потомства;

6) опасный производственный фактор

производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к временной или стойкой утрате трудоспособности (производственной травме или профессиональному заболеванию) или смерти;

7) рабочее место

место постоянного или временного нахождения работника при выполнении им трудовых обязанностей в процессе трудовой деятельности;

8) средства индивидуальной защиты

средства, предназначенные для защиты работника от воздействия вредных и (или) опасных производственных факторов, в том числе специальная одежда.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Основными задачами работы в области производственной санитарии при эксплуатации энергетического оборудования является создание безопасных условий труда, обучение персонала безопасным приемам работ, выявление и устранение причин производственного травматизма, повышение культуры производства, разработка и осуществление организационно-технических мероприятий по предупреждению и снижению производственного травматизма и заболеваемости в соответствии с Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) (далее

Правила техники безопасности) и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907) (далее

ПТБ электроустановок).

4. Настоящие Методические указания устанавливает единую систему организации работы по производственной санитарии, функции структурных подразделений и должностных лиц в этой работе.

5. Внедрение единой системы организации работы по производственной санитарии предусматривает:

1) приведение работы по производственной санитарии к определенной системе с обязательным участием в ней руководящих и инженерно-технических работников предприятий и органов управления энергетикой;

2) обеспечение на высоком техническом и организационном уровне контроля за безопасностью работ на всех стадиях производства;

3) создание условий, при которых обеспечивается не только своевременное устранение каких-либо нарушений, но и их предупреждение;

4) участие в профилактической работе по предупреждению производственного травматизма общественности и трудовых коллективов;

5) организацию планирования, постоянного контроля и учета проводимой работы по производственной санитарии на всех уровнях управления производством, анализ этой работы и ее оценку, широкое использование принципов морального и материального стимулирования за снижение производственного травматизма и заболеваемости, за достижение успехов в области безопасности труда.

6. На предприятиях и в организациях проводится трехступенчатый контроль за состоянием производственной санитарии рабочих мест в цехах, службах, участках и других производственных подразделениях в соответствии с настоящим Методическим указанием, приказами, циркулярными письмами и нормативными материалами вышестоящих организаций, а также положениями о проведении на электростанциях.

7. Специальный надзор по технике безопасности и производственной санитарии на предприятиях и организациях осуществляются государственными органами и инспекциями Республики Казахстан по направлениям в пределах закрепленных полномочий, не зависящие в своей деятельности от администрации предприятий, организаций и их вышестоящих организаций.

8. Несчастные случаи на производстве расследуются и учитываются в соответствии с главой 20 Трудового Кодекса Республики Казахстан от 23 ноября 2015 года (далее

Трудовой Кодекс).

9. Общественный контроль за соблюдением законодательства, ПТБ электроустановок и производственной санитарии на предприятии или в организации осуществляет производственный совет по безопасности и охране труда. В его состав на паритетной основе входят представители работодателя, представители работников, включая технических инспекторов труда, которые в своей работе руководствуются законодательством Республики Казахстан.

10. В Методических указаниях регламентированы функции структурных подразделений и функции должностных лиц применительно к типовым структурам управления производством.

Глава 2. Перечень опасных и вредных производственных факторов

11. При эксплуатации сооружений и сетей объектов тепловых электростанций необходимо учитывать наличие и возможность воздействия следующих опасных и вредных производственных факторов способных привести к заболеванию работника, снижению его трудоспособности, временной или стойкой утрате трудоспособности, трудовому увечью, профессиональному заболеванию или смерти работника:

1) движущихся элементов оборудования (насосного, силового, механизированных решеток, лебедок, скребков, оросителей, механических мешалок и других механизмов);

2) отлетающих предметов (при дроблении в дробилках отбросов, снимаемых с решеток), отлетающих частей (при выбивании заглушек в испытываемых трубопроводах, при обработке и обкалывании бетонных труб и фасонных изделий и другие);

3) падающих предметов и инструментов (при работах в колодцах систем водоснабжения и водоотведения, на очистных сооружениях и сетях, в помещениях котельного, турбинного, топливно-транспортного оборудования);

4) образования взрывоопасных смесей газов (в колодцах, камерах на сетях, насосных станциях, в обслуживающих помещениях метантенков и в других помещениях и сооружениях котельного, турбинного, топливно-транспортного цехов);

5) опасность воздействия электрического тока или опасного уровня напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

6) пониженной температуры воздуха в производственных помещениях и сооружениях;

7) повышенной влажности воздуха (в насосных станциях, в помещениях фильтров, отстойников);

8) повышенного уровня ультрафиолетового (бактерицидные установки) и инфракрасного (дегельминтизаторы) излучения;

9) вредных факторов при работе на видео-дисплейных терминалах и персональных электронно-вычислительных машинах;

10) повышенного уровня шума и вибраций (в машинных залах насосных и воздуходувных станций и в других помещениях и сооружениях, где установлено технологическое оборудование);

11) недостаточной освещенности рабочей зоны (в колодцах, камерах, каналах);

12) водяной струи высокого давления при прочистке сетей водоотведения с использованием каналоочистительной машины;

13) газообразных веществ общетоксического и другого вредного воздействия в колодцах, камерах, каналах, очистных сооружениях (сероводород, метан, пары бензина, эфира, углекислый газ, озон);

14) газов, выделяющихся в результате утечки из баллонов, бочек, цистерн (хлор и другие сжатые, сжиженные и растворенные газы);

15) горючих примесей, попавших в сточные воды (бензин, нефть), а также растворенных газообразных веществ, которые могут образовывать в сетях водоотведения и сооружениях взрывоопасные и отравляющие смеси;

16) повышенной запыленности воздуха в рабочей зоне пылеобразующими реагентами (сернокислый алюминий, хлорное железо, негашеная и хлорная известь, сода, едкий натр, активированный уголь, фторсодержащие реагенты);

17) паров ртути (при работе с приборами с ртутным наполнением);

18) патогенных микроорганизмов в сточных и природных водах (бактерии, вирусы, простейшие);

19) яиц гельминтов в сточных водах.

12. Допустимые уровни концентрации и другие параметры опасных и вредных производственных факторов, превышение которых на рабочих местах по санитарным нормам не допускается, устанавливается в соответствии с Санитарными правилами Санитарно-эпидемиологические требования к зданиям и сооружениям производственного назначения, утвержденными приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 28 февраля 2015 года № 174 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10939) (далее - Санитарно-эпидемиологические требования к зданиям и сооружениям производственного назначения), Санитарными правилами Санитарно-эпидемиологические требования к объектам промышленности, утвержденными приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 236 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11259) (далее - Санитарно-эпидемиологические требования к объектам промышленности) и СН РК 2.04-02-2011 "Естественное и искусственное освещение" (далее - СН РК 2.04-02-2011).

Глава 3. Функции отделов (служб) и функции работников предприятий и организаций

13. Система организации работы по технике безопасности и производственной санитарии на предприятии предусматривает:

1) активное участие в этой работе всех работников предприятия;

2) обязательное выполнение всеми инженерно-техническими работниками обязанностей, изложенных в данном разделе настоящих Методических указаний, а также соблюдений рабочими ПТБ электроустановок и своих обязанностей, изложенных в ПТБ электроустановок;

3) постоянный контроль со стороны всех инженерно-технических работников предприятия за соблюдением работающими правил техники безопасности;

4) осуществление мер по своевременному выявлению и ликвидации факторов, приводящих к нарушению ПТБ электроустановок;

5) систематический учет и контроль по установленным на предприятии показателям проводимой профилактической работы по технике безопасности и производственной санитарии, а также анализ и ежемесячную оценку этой работы в каждом цехе (службе, участке);

6) материальное стимулирование коллективов цехов (служб, участков) в достижении высокого уровня в профилактической работе по технике безопасности и производственной санитарии;

7) обеспечение безопасности производственного оборудования, производственных процессов, безопасности зданий и сооружений, обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты;

8) организацию лечебно-профилактического, санитарно-бытового обслуживания работающих.

14. Служба охраны труда и техники безопасности подчиняется непосредственно первому руководителю организации (генеральному директору, начальнику, управляющему).

15. Организационно-техническая работа по созданию безопасных и здоровых условий труда на предприятии, возлагается на технического руководителя предприятия.

16. Внедрение и соблюдение настоящей системы организации работы по технике безопасности и производственной санитарии обеспечивают:

1) в целом по предприятию - руководитель и технический руководитель предприятия;

2) в производствах, цехах, службах, мастерских, транспортных хозяйствах и других подразделениях предприятия - их руководители, а также заместители руководителя предприятия и руководители общеуправленческих служб (отделов), которым они подчинены.

Параграф 1. Руководитель предприятия

17. Обеспечивает соблюдение дисциплины, правил и норм производственной санитарии, а также выполнение постановлений и решений Правительства Республики Казахстан и профсоюзных органов, приказов и указаний вышестоящих организаций, предписаний комитета Государственного атомного и энергетического контроля и надзора и технических инспекторов профсоюза по вопросам безопасности труда, согласно Трудового кодекса.

18. Рассматривает и утверждает согласованный план улучшения условий по производственной санитарии и организует его материально-техническое и финансовое обеспечение. Ежеквартально с комитетом профсоюза рассматривает ход выполнения плана и правильное расходование средств.

19. Совместно с профсоюзным комитетом обеспечивает организацию соревнования, смотров и конкурсов, направленных на улучшение состояния производственной санитарии, предусматривает выделение из фонда материального поощрения денежных средств для премирования рабочих, служащих и инженерно-технических работников, достигших высоких показателей в этой работе.

20. При проведении оперативных (селекторных) совещаний с главными специалистами, руководителями производств, цехов и служб предприятия по производственным вопросам требует от них доклада об имевших место нарушениях дисциплины, инструкций, ПТБ электроустановок и принятых мерах по их устранению.

21. Не реже 1 раза в месяц заслушивает отчеты руководителей отдела охраны труда и техники безопасности, отдельных цехов (служб) и производств, главных специалистов и своих заместителей о состоянии условий и безопасности труда с изданием распорядительного документа с указанием ответственных лиц и сроков устранения нарушений. По завершению каждого полугодия итоги работы и меры по дальнейшему улучшению охраны труда совместно с комитетом профсоюза рассматривается на профсоюзном активе (конференции), согласно ПТБ электроустановок.

22. Организует выполнение и обеспечивается соблюдение требований расследования и учета несчастных случаев на производстве, согласно Трудового кодекса.

23. Обеспечивает своевременное представление статистической отчетности о несчастных случаях, связанных с производством, о выполнении плана улучшения условий по производственной санитарии.

24. Рассматривает материалы о несчастных случаях и нарушениях ПТБ электроустановок на предприятии. Принимаются меры по предупреждению подобных случаев и налагаются дисциплинарные взыскания на виновных лиц.

25. Ежемесячно организуется проверка состояния техники безопасности и производственной санитарии в производственных подразделениях, участвует в их проверке. Принимаются меры по устранению выявленных недостатков.

26 Организуется обеспечение работающих спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной зажиты, а также химчистку, стирку и ремонт спецодежды и спецобуви.

27. Осуществляются систематические внезапные проверки рабочих мест в части выполнения работающими ПТБ электроустановок и производственной санитарии.

28. Утверждается план-график работы с персоналом, план работ службы техники безопасности предприятия и обеспечивается контроль за их выполнением.

29. Рассматривается и утверждается совместно с комитетом профсоюза инструкции по технике безопасности и производственной санитарии. Обеспечивается их своевременная разработка и пересмотр, согласно Трудовому Кодексу.

Параграф 2. Технический руководитель предприятия

30. Руководит разработкой перспективного плана улучшения условий труда по производственной санитарии, организует контроль за их выполнением.

31. Обеспечивает внедрение и соблюдение правил и системы стандартов безопасности труда, согласно Санитарно-эпидемиологическим требованиям к зданиям и сооружениям производственного назначения, Санитарно-эпидемиологическим требованиям к объектам промышленности и СН РК 2.04-02-2011.

32. Организует контроль за полнотой разработки мер, обеспечивающих безопасные и здоровые условия труда в проектах вновь строящихся, реконструируемых и расширяемых производств, в проектах производства работ и технологических картах.

33. Обеспечивает организацию и проведение трехступенчатого контроля за соблюдением работающими безопасных приемов и методов работы, по производственной санитарии. Ежемесячно участвует в проверках состояния производственной санитарии в одном из подразделений. Выявленные недостатки отмечает в актах проверки.

34. Осуществляет систематические внезапные проверки рабочих мест в части соблюдения работающими правил производственной санитарии.

Издает распорядительный документ с указанием ответственных лиц и сроков исполнения.

35. Организует и контролирует выполнение приказов и указаний Министерства энергетики Республики Казахстан, а также предписаний комитета Государственного атомного и энергетического надзора и контроля, а также технических инспекторов профсоюза по вопросам безопасности труда.

36. Рассматривает нарушения правил производственной санитарии, применяет меры дисциплинарного воздействия и вносит руководителю предприятия предложения о наложении дисциплинарных взысканий на виновных лиц в соответствии с правилами внутреннего трудового распорядка.

37. Возглавляет комиссию по проверке знаний руководящими инженерно-техническими работниками структурных подразделений предприятия правил, норм и инструкций, определяющих безопасность труда при выполнении работ.

38. Не реже 1 раза в месяц, кроме ежемесячных дней техники безопасности, проводит с главными специалистами, руководителями цехов и служб совещания по вопросам улучшения состояния производственной санитарии, предупреждения производственного травматизма и заболеваемости.

39. Определяет тематику работ для рационализаторов и изобретателей, а также необходимость проведения научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ, направленных на обеспечение безопасности труда и производственной санитарии. Осуществляет методическое руководство проводимыми на предприятии перспективными разработками в этой области и организует их внедрение.

40. Организует пропаганду и внедрение безопасных приемов труда и передовых методов работы на предприятии.

41. Обеспечивает безопасность производственного оборудования и производственных процессов.

42. Утверждает годовые планы-графики проверки знаний персоналом ПТБ электроустановок и производственной санитарии, обеспечивает их выполнение.

Параграф 3. Уполномоченное лицо по строительству

43. Организует рассмотрение проектов на строительство новых, реконструкцию и расширение действующих объектов с целью проверки соответствия их строительным нормам и правилам производственной санитарии.

44. Согласовывает порядок работы подрядной строительно-монтажной организации на территории предприятия с учетом обеспечения безопасности ведения работ.

45. Организует и совместно с соответствующими службами осуществляет контроль за пусковыми комплексами строящихся и реконструируемых объектов в части своевременного выполнения работ по производственной санитарии, согласно Санитарно-эпидемиологическим требованиям к зданиям и сооружениям производственного назначения, Санитарно-эпидемиологическим требованиям к объектам промышленности и СН РК 2.04-02-2011.

46. Обеспечивает приемку (сдачу) в эксплуатацию законченных строительством объектов в полном соответствии с действующими нормами и правилами и не допускает приемки их в эксплуатацию с отступлениями от проекта, недоделками, ухудшающими безопасность труда и норм производственной санитарии.

47. Принимает участие в разработке соответствующих разделов плана улучшения условий по производственной санитарии, связанных с капитальным строительством в установленные планом сроки.

48. Осуществляет руководство работой по созданию безопасных условий труда в подчиненных ему подразделениях, в том числе:

1) следит за соблюдением работающими безопасности труда;

2) не реже 1 раза в месяц организует и возглавляет работу комиссии по проверке условий производственной санитарии в одном или нескольких подразделениях;

3) возглавляет комиссию по проверке знаний инженерно-техническими работниками правил, норм и инструкций, определяющих безопасность труда при выполнении работ;

4) контролирует своевременное расследование несчастных случаев, рассматривает материалы расследования и нарушения ПТБ электроустановок и производственной санитарии, принимает меры по исключению их повторения, согласно Трудовому Кодексу;

5) организует и контролирует выполнение мероприятий, направленных на улучшение условий и обеспечение безопасности труда;

6) не допускает работы, если они создают угрозу жизни или здоровью людей.

49. Обеспечивает нормы производственной санитарии зданий и сооружений (строящихся, эксплуатируемых).

50. Осуществляет систематически внезапные проверки рабочих мест в части выполнения работающими норм производственной санитарии.

Параграф 4. Уполномоченное лицо по общим вопросам

51. Организует своевременное снабжение материалами, оборудованием, арматурой и приборами для выполнения мероприятий по улучшению условий, обеспечению безопасности труда и норм производственной санитарии.

52. Обеспечивает своевременное составление заявок на спецодежду, спецобувь, средства защиты и предохранительные приспособления, мыло, моющие и дезинфицирующие средства, а также своевременное получение, ремонт, химчистку, стирку, хранение и обеспечение ими работников предприятия, своевременное предъявление рекламаций на низкое качество спецодежды, согласно Методике расчета норм расхода специальной одежды.

53. Обеспечивает соблюдение ПТБ электроустановок и норм производственной санитарии при складировании, хранении и отпуске сырья и готовой продукции в складах и на базах предприятия.

54. Осуществляет руководство работой по созданию безопасных условий труда в подчиненных ему цехах (службах), отделах, складах, на погрузочно-разгрузочных работах, площадках и на других участках работ, в том числе согласно Трудовому Кодексу:

1) не реже 1 раза в месяц организует и возглавляет работу комиссии по проверке условий и безопасности труда и норм производственной санитарии в одном или нескольких подразделениях;

2) участвует в комиссии по проверке знаний инженерно-техническими работниками правил, норм и инструкций, определяющих безопасность труда и норм производственной санитарии при выполнении работ;

3) контролирует своевременное расследование несчастных случаев и дорожных происшествий, рассматривает материалы расследования и нарушения ПТБ электроустановок и производственной санитарии, принимает меры по исключению их повторения, согласно Трудовому Кодексу;

4) организует и контролирует выполнение мероприятий, направленных на улучшение условий производственной санитарии;

5) не допускает работы, движение транспортных средств и перевозку грузов, если они создают угрозу жизни или здоровью людей;

6) обеспечивает санитарно-гигиенические условия труда;

7) организует и обеспечивает лечебно-профилактические и санитарно-бытовое обслуживание работающих.

Параграф 5. Уполномоченное лицо по экономическим вопросам

55. Принимает участие в разработке положения о выделение средств на материальное стимулирование победителей и активных участников мероприятий по производственной санитарии в размерах, определенных коллективным договором.

56. Планирует численность персонала с учетом обеспечения безопасной эксплуатации энерготехнологических установок и проведения планово-предупредительных ремонтов в полном объеме.

Параграф 6. Главный технолог, заместитель технического
руководителя по производству (технологии) предприятия

57. Обеспечивает применение совершенной организации и новейшей технологии производства, позволяющих создание безопасности труда для работающих.

58. Организует разработку и внесение изменений в технологические схемы и технологию производства, если они не обеспечивают нормы производственной санитарии. Согласовывает эти изменения с научно-исследовательскими и проектными институтами.

59. Контролирует полноту изложения в технологических (режимных) картах и инструкциях правил, действий, допустимых величин различных параметров и мер предосторожности, гарантирующих безопасность технологических процессов и операций.

60. Рассматривает рекомендации научно-исследовательских институтов, проекты совершенствования существующих и введения новых технологических процессов и операций, предложения по внедрению изобретений, новой техники и технологии по условиям производственной санитарии. При наличии в них недоработок, связанных с обеспечением безопасности труда, требует их устранения.

61. Обеспечивает включение в стандарты и технические условия предприятия на выпускаемую продукцию необходимых требований норм производственной санитарии.

62. Организует систематический контроль за введением технологических процессов и выполнением технологических операций в строгом соответствии с режимными картами, инструкциями, требованиями правил и норм производственной санитарии.

63. При выявлении нарушений, создающих опасность возникновения угрозы жизни и здоровью работающих, немедленно принимает меры по устранению этих нарушений, вплоть до прекращения технологического процесса.

64. Ежемесячно организует и возглавляет работу комиссии по проверке условий производственной санитарии не менее чем в одном цехе предприятия. Участвует в работе таких комиссий, возглавляемых руководителем и техническим руководителем предприятия.

65. Проводит с технологами, заместителями начальников (старшими инженерами) цехов, служб, отвечающими за технологию, детальный разбор каждого нарушения норм ведения технологического процесса и правил выполнения технологической операции, которое могло стать причиной угрозы жизни и здоровью работающих.

66. Участвует в работе комиссии по проверке знаний инженерно-техническими работниками предприятия правил, норм и инструкций, определяющих безопасность труда и нормы производственной санитарии при выполнении работ.

67. Осуществляет систематически внезапные проверки рабочих мест в части соблюдения работающими, норм производственной санитарии.

68. Контролирует работу с персоналом в цехах и подразделениях предприятия.

69. Контролирует выполнение планов по технике безопасности и производственной санитарии службами, цехами и подразделениями предприятий.

Параграф 7. Отдел техники безопасности предприятия

70. Организует работу по технике безопасности в соответствии с Трудовым Кодексом и согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 8. Служба безопасного дорожного движения предприятия

71. Организует работу по предупреждению дорожно-транспортных происшествий и контролю технического состояния автотранспортных средств.

72. Ведет учет и проводит анализ причин дорожно-транспортных происшествий на предприятии, разрабатывает организационно-технические мероприятия, направленные на предупреждение дорожно-транспортных аварий и соблюдение водителями правил дорожного движения.

73. Контролирует выполнение мероприятий по предупреждению дорожно-транспортных происшествий.

74. Участвует в комплексных проверках состояния безопасности движения и норм производственной санитарии в подведомственных подразделениях и других предприятиях.

75. Контролирует работу транспортных подразделений в части обеспечения безопасности дорожного движения и соблюдения правил технической эксплуатации автотранспортных средств.

76. Осуществляет систематически внезапные проверки рабочих мест в автотранспортных цехах и линейный контроль транспорта, а также проводит обследование состояния норм производственной санитарии, согласно Санитарно-эпидемиологическим требованиям к зданиям и сооружениям производственного назначения, Санитарно-эпидемиологическим требованиям к объектам промышленности и СН РК 2.04-02-2011, с выдачей предписаний по устранению выявленных нарушений.

77. Организует работу с персоналом по технике безопасности и производственной санитарии, участвует в проверке знаний по ПТБ электроустановок и правил дорожного движения работающих в автотранспортных предприятиях.

78. Проводит проверку обеспечения безопасности производственного оборудования, эксплуатируемых зданий, обеспечения работающих санитарно-бытовым обслуживанием, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой и спецобувью.

Параграф 9. Главный механик, главный энергетик предприятия

79. Разрабатывает и выносит на утверждение руководства и профкома предприятия инструкции для всех профессий рабочих и должностей служащих вверенного цеха (службы, отдела), обеспечивает этими инструкциями рабочих и служащих и требует от них строгого их соблюдения. В необходимых случаях организует пересмотр или уточнение указанных инструкций.

80. Обеспечивает своевременное и безопасное проведение профилактических осмотров, испытаний, планово-предупредительных ремонтов транспортных средств и оборудования, находящихся в его ведении, а также выполнение ПТБ электроустановок, норм производственной санитарии и инструкций при эксплуатации и ремонте электрических и других энергетических установок, отдельных видов оборудования, согласно ПТБ электроустановок.

81. Организует обучение и проверку знаний правил технической эксплуатации и ПТБ электроустановок и норм производственной санитарии у персонала.

82. Контролирует на рабочих местах при эксплуатации и ремонте оборудования наличие и качество инструкций, определяющих безопасность труда и норм производственной санитарии.

83. Разрабатывает мероприятия по созданию безопасности труда при эксплуатации оборудования электрических и других энергетических установок, согласно ПТБ электроустановок.

84. Организует систематический контроль за соблюдением установленных ПТБ электроустановок.

85. He реже 1 раза в неделю лично проверяет соблюдение ПТБ электроустановок и норм производственной санитарии не менее чем в одном подчиненном ему цехе, участке, другом подразделении.

86. При выявлении нарушений, создающих опасность возникновения аварий или угрозу жизни и здоровью работающих, немедленно принимает меры по устранению этих нарушений, вплоть до остановки энергетической установки или отдельного оборудования.

87. Не допускает до работы лиц, не обученных правилам и приемам безопасного ведения работ или допускающих грубые нарушения установленного порядка и ПТБ электроустановок.

88. Ежемесячно организует и возглавляет работу комиссий по проверке условий и безопасности труда не менее, чем в одном подчиненном ему цехе, участие, другом подразделении. Участвует в работе таких комиссий, возглавляемых руководителем и техническим руководителем предприятия.

89. Обеспечивает выполнение работ, предусмотренных плана улучшения условий по технике безопасности, приказами и распоряжениями по предприятию, а также номенклатурных мероприятий и предписаний по улучшению техники безопасности и норм производственной санитарии в цехах, в других подразделениях.

90. Обеспечивает освещенность помещений, рабочих мест, эстакад, открытых парков и складов, территории предприятия в соответствии с нормами освещенности, согласно СН РК 2.04-02-2011.

91. Обеспечивает составление, своевременное и правильное ведение технических паспортов на оборудование.

92. Организует надзор за правильным монтажом и эксплуатацией оборудования в соответствии с требованиями паспортов изготовителей оборудования, инструкций, технологических карт, правил и норм техники безопасности и производственной санитарии. Принимает меры по устранению отступлений.

93. Ежеквартально рассматривает с руководящими инженерно-техническими работниками, обслуживающими оборудование цехов и участков, состояние травматизма, анализ нарушений правил производства работ и меры по их ликвидации.

94. Обеспечивает выполнение мероприятий, указанных предписаниями и актами проверки состояния техники безопасности и норм производственной санитарии, несчастных случаев, в подчиненных ему подразделениях, анализирует причины несчастных случаев, определяет меры по исключению их повторения и информирует об этом руководителей соответствующих цехов.

95. Участвует в работе комиссии по проверке знаний инженерно-техническими работниками подчиненных подразделений правил, норм и инструкций, определяющих безопасность труда и норм производственной санитарии при выполнении работ.

96. Проводит с руководителями цехов и соответствующих подразделений детальный разбор каждого нарушения правил эксплуатации оборудования электрических и других энергетических установок, а также условий производственной санитарии, которое могло стать причиной тяжелых несчастных случаев.

97. В процессе монтажа и эксплуатации транспортных средств, механизмов и другого оборудования выявляет их конструктивные, с точки зрения безопасной эксплуатации, недостатки и направляет рекламации изготовителям оборудования и отделу главного механика и энергетика вышестоящей организации, которой подчинено предприятие.

98. Не допускает эксплуатацию транспортных средств и оборудования в случаях неудовлетворительного их технического состояния и наличия угрозы возникновения несчастного случая до приведения их в безопасное состояние. Уведомляет об этом технического руководителя предприятия.

99. Отстраняет от работы лиц, не обученных правилам и приемам безопасного ведения работ или допускающих грубые нарушения указанных правил и приемов работы.

100. Обеспечивает ремонт, испытание съемных, грузозахватных приспособлений, средств малой механизации.

101. Обеспечивает безопасное состояние эксплуатируемых зданий и сооружений.

102. Обеспечивает безопасность производственных процессов.

103. Участвует в комиссии по расследованию несчастных случаев на предприятии.

104. Проводит внезапные проверки рабочих мест.

105. Обеспечивает работающих средствами индивидуальной защиты и защитными приспособлениями (штангами, указателями, диэлектрическими перчатками, сигнализаторами, переносными заземлениями, согласно Методике расчета норм расхода специальной одежды.

Параграф 10. Начальник производственно-технического отдела предприятия

106. Организует и контролирует своевременную и качественную разработку и пересмотр технологических карт, планов проведения ремонтов, инструкций по технике безопасности и норм производственной санитарии, согласовывает их с профкомом предприятия.

107. Рассматривает безопасность технологических схем, процессов и операций, обеспечение комфортных условий труда для персонала, обслуживающего энергооборудование, в проектах строительства и реконструкции производства цехов.

108. Участвует в ежемесячных проверках состояния условий и безопасности труда в цехах и других подразделениях, возглавляемых руководителями предприятия.

109. Обеспечивает цехи, участки оперативными и другими журналами, инструкциями, технологическими картами, схемами, планами проведения ремонтов.

Параграф 11. Начальник отдела труда и заработной платы предприятия

110. Проводит работу в области совершенствования организации труда, управления производством, форм и систем материального стимулирования с учетом обеспечения безопасности труда на предприятии.

111. Совместно со службой охраны труда и техники безопасности рассматривает вопросы установления отдельным категориям работников льгот по вредности и готовит материалы для хозяйства об установлении этих льгот.

112. Организует работу по подготовке коллективного договора и обеспечивает контроль за его выполнением.

Параграф 12. Начальник отдела материально-технического снабжения предприятия

113. Обеспечивает своевременное и качественное составление заявок на получение спецодежды, спецобуви, индивидуальных средств защиты и предохранительных приспособлений, их получение и выдачу рабочим в соответствии с установленными нормами согласно Методике расчета норм расхода специальной одежды. Обеспечивает правильный учет и надлежащее хранение имеющихся на складе спецодежды, спецобуви и других защитных средств и приспособлений. Готовит рекламации при выявлении низкого качества полученных изделий.

114. Не реже 1 раза в месяц совместно с заведующим складами и кладовщиками проверяет в каждом складе соблюдение правил безопасности при складировании, хранении и отпуске веществ, материалов и оборудования.

115. Организует своевременное проведение обучения и инструктажа по технике безопасности и производственной санитарии рабочих и служащих складов и отдела.

116. Обеспечивает склады схемами размещения в них веществ и материалов, инструкциями и журналами по технике безопасности и норм производственной санитарии. Контролирует соблюдение работниками складов требований безопасности при выполнении погрузочно-разгрузочных работ.

117. Участвует в расследовании загораний и несчастных случаев в складах, принимает меры по их исключению.

118. Обеспечивает своевременное снабжение материалами и оборудованием планируемых мероприятий по технике безопасности и производственной санитарии.

119. Обеспечивает на складах противопожарные мероприятия, механизацию ручных работ.

Параграф 13. Юрисконсульт предприятия

120. Составляет регрессные иски на убытки, нанесенные предприятию вследствие нарушения норм производственной санитарии.

121. Представляет предприятие по регрессным искам, искам на возмещение материального ущерба и по искам пострадавших от несчастных случаев и профессиональных заболеваний из-за несоблюдения норм производственной санитарии.

122. Дает правовое заключение по представленным материалам о привлечении работников предприятия к дисциплинарной и материальной ответственности за нарушение норм производственной санитарии.

Параграф 14. Главный бухгалтер предприятия

123. Организует учет и выполнение смет общезаводских расходов на выполнение мероприятий по технике безопасности и норм производственной санитарии, приобретение наглядных пособий и средств массовой информации.

124. Обеспечивает правильность отнесения статей расходования средств, предназначенных на проведение мероприятий, предусмотренных ПТБ электроустановок и производственной санитарии на предприятии.

Параграф 15. Начальник (старший прораб) производственного подразделения (цеха,
службы районных электрических сетей, районных тепловых сетей, строительного
и монтажного участков)

125. Разрабатывает и в установленном порядке представляет на утверждение руководства и профсоюзного комитета инструкции по технике безопасности и производственной санитарии для всех профессий и должностей рабочих и инженерно-технических работников вверенного цеха, обеспечивает этими инструкциями рабочих и инженерно-технических работников, требует их строгого соблюдения, согласно Трудовому Кодексу. В необходимых случаях осуществляет своевременный пересмотр, уточнение и замену указанных инструкций.

126. Обеспечивает должный порядок и безопасные условия труда при ведении технологических процессов и выполнении производственных операций, а также во время эксплуатации и технического обслуживания оборудования, приборов, арматуры, коммуникаций, зданий и сооружений.

127. Ежедневно знакомится с записями в оперативном журнале цеха, а также в журнале дефектов оборудования о состоянии норм производственной санитарии, визирует их, обеспечивает устранение недостатков. Требует от начальников участков цеха, прорабов доклада в начале рабочего дня о состоянии технологического процесса, оборудования и средств защиты, об имевших место нарушениях норм безопасности труда и производственной санитарии.

128. Своевременно организует изучение рабочими и инженерно-техническими работниками новых и пересмотренных инструкций и другой документации по технике безопасности и производственной санитарии, осуществляет контроль за исполнением.

129. Не реже 1 раза в неделю осуществляет проверку состояния рабочих мест, инструмента, приборов, сигнализации и блокировок, ограждений, вентиляционных систем, помещений и сооружений, а также безопасность их эксплуатации. Принимает меры по устранению обнаруженных недостатков.

130. Организует обеспечение работающих спецодеждой, спецобувью, защитными средствами, предохранительными приспособлениями, мылом и питьевой водой, согласно Методике расчета норм расхода специальной одежды.

131. Обеспечивает поддержание в постоянном работоспособном состоянии систем и устройств для извещения, сигнализации, а также защиты от аварий, взрывов, пожаров и травматизма.

132. Не реже 1 раза в месяц совместно с председателем цеховой комиссии (старшим общественным инспектором) по технике безопасности, других работников цеха в порядке осуществления II ступени контроля производит детальную проверку состояния условий и безопасности труда на каждом участке цеха. Оценивает работу I ступени контроля. Принимает меры по устранению недостатков, выявленных при проверке.

133. Обеспечивает включение в ведомости дефектов и выполнение в процессе ремонта мероприятий, необходимых для устранения выявленных опасностей или направленных на создание безопасных условий труда, согласно и норм производственной санитарии работающих.

134. Принимает меры по исключению загазованности и запыленности, снижению уровней шума и вибрации, согласно Санитарно-эпидемиологическим требованиям к объектам промышленности, обеспечению правильной эксплуатации вентиляционных и отопительных установок, нормальных микроклиматических условий и требуемой освещенности в производственных помещениях и на рабочих местах, согласно СН РК 2.04-02-2011.

135. Приостанавливает работу агрегатов, отдельного оборудования, если создается угроза жизни и здоровью работающих.

136. Обеспечивает выполнение в установленные сроки предписаний, предложений и мероприятий по улучшению условий и обеспечению безопасности труда, предусмотренных актами, планами, приказами и распоряжениями или записанных в актах проверки состояния производственной санитарии.

137. Обеспечивает своевременное и качественное проведение всех видов обучения и инструктажа рабочих и инженерно-технических работников цеха, а также проверку знаний ими правил и инструкций по технике безопасности и норм производственной санитарии.

138. Немедленно сообщает руководителю предприятия, профсоюзному комитету и отделу техники безопасности о каждом несчастном случае. Участвует в комиссии по расследованию несчастного случая в сроки и порядке, установленные, согласно Трудовому Кодексу. Составляет акты о несчастных случаях, разрабатывает мероприятия и направляет их для утверждения руководителю предприятия.

139. На производственных собраниях персонала участков и смен цеха:

1) рассматривает отношение отдельных работников к выполнению требований техники безопасности и производственной санитарии;

2) обсуждает недостатки в содержании рабочих мест, оборудования, средств защиты, предохранительных устройств и ограждений;

3) информирует о несчастных случаях и других происшествиях;

4) доводит до сведения приказы, распоряжения и указания по улучшению норм производственной санитарии;

5) намечает мероприятия по предупреждению несчастных случаев в цехе, участке.

140. Ежемесячно проводит совещание с инженерно-техническими работниками, бригадирами и общественными инспекторами по технике безопасности, на котором рассматривает выполнение запланированных цехом мероприятий по технике безопасности и производственной санитарии, разбирает имевшие место случаи нарушения ПТБ электроустановок, норм производственной санитарии и их последствия, меры по повышению дисциплины и обеспечению безопасности труда. Доводит до сведения приказы, распоряжения и другие материалы по технике безопасности и производственной санитарии. Решение совещания оформляет протоколом (распоряжением).

141. Совместно с профсоюзной организацией цеха анализирует работу общественных инспекторов намечает мероприятия, направленные на активизацию их работы.

142. Организует своевременное прохождение работниками цеха периодических медицинских осмотров.

143. Налагает в пределах предоставленных прав взыскания, представляет материалы директору предприятия для принятия дисциплинарных мер к нарушителям инструкций, ПТБ электроустановок и норм производственной санитарии при выполнении работ.

Параграф 16. Мастер, старший мастер цеха, начальник участка цеха, производитель работ строительного и монтажного участков

144. Обеспечивает соблюдение рабочими требований правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и применения безопасных приемов при производстве работ.

145. Ежедневно производит проверку исправности и правильной эксплуатации оборудования. Принимает меры к устранению выявленных недостатков. В случаях, когда неисправности в работе оборудования не могут быть устранены и имеется явная опасность для работающих, запрещает их работу и извещает об этом руководство цеха.

146. Организует планово-предупредительный ремонт оборудования, обеспечивающий его безопасную эксплуатацию.

147. Своевременно знакомит бригадиров и рабочих с проектами производства работ (технологическими картами), утвержденными в установленном порядке. Организует работы в соответствии с проектами производства работ. Контролирует соблюдение рабочими ПТБ электроустановок при ведении работ на участке. Принимает меры по устранению нарушений, а если имеется явная опасность для работающих, приостанавливает выполнение работ.

148. Перед началом работ проверяет соответствие требованиям производственной санитарии инструмента, оборудования, механизмов, предохранительных приспособлений, средств защиты, лесов, настилов и других устройств, предназначенных для ведения ремонтов и строительства. Не допускает их использование до устранения вскрытых недостатков.

149. Обеспечивает чистоту и порядок на рабочих местах, в проходах и на подъездных путях, а также достаточную освещенность рабочих мест, правильное содержание крановых путей с систематической (ежедневной) проверкой условий труда рабочих, согласно Санитарно-эпидемиологическим требованиям к зданиям и сооружениям производственного назначения, Санитарно-эпидемиологическим требованиям к объектам промышленности. Принимает меры к устранению выявленных недостатков.

150. Контролирует обеспечение рабочих мест знаками безопасности, предупредительными надписями и плакатами.

151. Участвует в разработке для рабочих мест и профессий инструкций безопасного ведения работ при ремонте и строительстве.

152. Обеспечивает выполнение в установленные сроки предписаний и мероприятий по улучшению норм производственной санитарии, предусмотренных актами, приказами и распоряжениями, ведомостями дефектов.

153. На совещаниях инженерно-технических работников цеха, собраниях производственного персонала цеха (участков) или смен докладывает про имевшие место нарушения норм производственной санитарии при работе, чистке и ремонте оборудования.

154. При несчастном случае срочно организует первую помощь пострадавшему и его доставку в медсанчасть (медпункт), немедленно сообщает начальнику производственного подразделения и начальнику смены, сохраняет до расследования обстановку на рабочем месте и состояние оборудования такими, какими они были в момент происшествия (если это не угрожает жизни и здоровью работников, не приведет к аварии, не нарушит непрерывного по технологии производственного процесса). Принимает также меры по ликвидации других возникших происшествий (возгораний, неполадок с оборудованием), учитывая при этом своевременность и правильность принятых мер, вносит в них коррективы. Сообщает об этом начальнику подразделения.

155. Организует немедленный вызов скорой помощи при тяжелых ожогах, травмах, отравлениях.

156. Старший мастер осуществляет непосредственное руководство и контроль за работой мастеров по вопросам безопасности труда и норм производственной санитарии.

Параграф 17. Механик, электрик строительного участка

157. Ежедневно лично проверяет техническое состояние и правильность эксплуатации находящегося в его ведении оборудования, согласно нормам производственной санитарии. Принимает меры по устранению выявленных и имеющихся неисправностей и неполадок. О результатах проверки информирует начальника участка (старшего производителя работ) или начальника цеха.

158. В случаях, когда неисправности и неполадки в работе оборудования не могут быть устранены и имеется явная опасность для работающих, не допускает их работу и ставит об этом в известность начальника участка цеха или начальника цеха.

159. Обеспечивает планово-предупредительный ремонт и безопасную эксплуатацию оборудования, находящегося в его ведении.

160. Не допускает приема в эксплуатацию после ремонта оборудования и транспортных средств с отклонением от технических норм, требований и правил, а также без оформления надлежащей документации.

161. Проверяет исправность, соответствие требованиям безопасности инструмента, правильное расположение и использование механизмов, предохранительных приспособлений, средств защиты, лесов, настилов и других устройств, предназначенных для ведения работ, согласно норм производственной санитарии. Контролирует выполнение технических условий и соблюдение правил охраны труда при ведении монтажно-строительных и ремонтных работ на участке. Принимает меры по устранению нарушений, а если имеется явная опасность для работающих, приостанавливает выполнение работ.

162. Участвует в разработке инструкций для рабочих мест и профессий, а также безопасного ведения работ при ремонте и в условиях аварии.

163. Обеспечивает обучение вновь принятых и переведенных цеховых ремонтных рабочих безопасности труда и норм производственной санитарии. Не допускает их к самостоятельной работе до издания об этом приказа или распоряжения по цеху (участку).

164. Осуществляет выполнение в установленные сроки предписаний и мероприятий по улучшению условий и обеспечению безопасности труда, предусмотренных актами, планами, приказами и распоряжениями или записанных в журнал проверки ПТБ электроустановок.

165. Немедленно докладывает начальнику цеха (участка) и диспетчеру предприятия о каждом несчастном случае и другом происшествии при ведении ремонтных работ. Принимает меры по оказанию помощи пострадавшим и ликвидации возникшего происшествия.

Параграф 18. Начальник смены цеха, старший по смене

167. Обеспечивает соблюдение персоналом смены требований техники безопасности, норм производственной санитарии и применение безопасных приемов работы, ведение технологических процессов согласно утвержденным технологическим (режимным) картам и инструкциям. Проводит с персоналом периодические и внеочередные инструктажи, прорабатывает информационные материалы вышестоящих организаций и обзоры несчастных случаев.

168. Ежедневно при приемке смены личным осмотром и опросом проверяет состояние норм производственной санитарии на рабочих местах, исправность оборудования, средств защиты, блокировок и сигнализации.

169. В процессе работы обходит все рабочие места, проверяет их состояние, условия работы, соблюдение рабочими ПТБ электроустановок и норм производственной санитарии, правильной эксплуатации оборудования, коммуникаций, арматуры, приборов, средств защиты. Принимает меры по устранению выявленных недостатков.

170. Осуществляет выполнение работ по обеспечению безопасности труда, поручаемых руководством цеха и записанных в журнал дефектов.

171. Ежедневно просматривает записи в журналах приема и сдачи смен машинистами (старшими машинистами), делает в нем об этом отметку и необходимые указания по устранению зафиксированных нарушений и недостатков.

172. Ставит перед начальником цеха необходимость выполнения работ по обеспечению безопасности труда, если эти работы не могут быть выполнены персоналом смены или для их выполнения нужно решение начальника цеха.

173. Не допускает для производства работ необученный и непрошедший проверки знаний ремонтный персонал.

Обеспечивает качественную подготовку рабочих мест и оборудования, а также соблюдение установленной последовательности и мер безопасности при выполнении работ.

174. Дает предложения по разработке и корректировке инструкций по технике безопасности и норм производственной санитарии на каждое рабочее место, следит за сроками их действия, своевременной корректировкой или переработкой.

175. Участвует в работе комиссий по ежегодной проверке знаний рабочими инструкций по технике безопасности и норм производственной санитарии, а также по допуску вновь принятых и переведенных рабочих.

176. Докладывает непосредственному руководителю о каждом несчастном случае и другом происшествии при ведении ремонтных работ. Принимает меры по оказанию первой помощи пострадавшим и ликвидации возникшего происшествия.

177. Обеспечивает безопасность персонала, находящегося в цехе при аварийных режимах работы оборудования, а также при возникновении пожаров или возгораний.

178. Организует немедленный вызов скорой помощи при тяжелых ожогах, травмах, отравлениях.

Параграф 19. Старший машинист

179. В начале смены проверяет чистоту и порядок на рабочих местах, исправность оборудования, инструмента, предохранительных и ограждающих приспособлений, защитных средств, контрольно-измерительных приборов и т.д., согласно норм производственной санитарии.

180. Следит за использованием каждым подчиненным рабочим (машинистом) выданной спецодежды, спецобуви и требуемых средств индивидуальной защиты.

181. Не допускает посторонних лиц на обслуживаемый участок. Осуществляет контроль за соблюдением работающими на участке ПТБ электроустановок, норм производственной санитарии и инструкций безопасного ведения технологического (производственного) процесса. Немедленно пресекает нарушения правил и инструкций, обеспечивающих безопасность работающих, сохранность и исправность оборудования.

182. Докладывает своему непосредственному руководителю (начальнику смены и др.) о выявленных неисправностях оборудования, приборов, а также о возникновении ненормальностей в ведении технологического процесса или при выполнении производственной операции, которые могут привести к аварии (пожару), снизить безопасность труда, о каждом случае травмы, отравлении, ожога рабочих на обслуживаемом участке или вблизи этого участка. Организует первую помощь пострадавшему и немедленный вызов скорой помощи.

Параграф 20. Бригадир ремонтного персонала, строительного и монтажного участка

183. Выполняет все обязанности, возложенные настоящими Методическими указаниями на рабочих.

184. Лично проверяет до начала работы правильность выполнения необходимых для производства работ мер безопасности, исправность инструмента, средств производства, лесов, предохранительных приспособлений, ограждающих устройств и других средств техники безопасности на рабочих местах.

185. Организовывает подготовку рабочих мест. Производит расстановку рабочих по рабочим местам в соответствии с проектом производства работ и квалификацией, объясняет характер работы и дает задания рабочим. Обеспечивает четкость и полноту инструктажа членов бригады непосредственно на рабочем месте.

186. Осуществляет систематический контроль за использованием средств производства согласно проектам производства работ.

187. Не допускает проведения членами бригады любых работ, выполняемых с нарушением правил и инструкций техники безопасности и норм производственной санитарии или не указанных в наряде-допуске.

188. Обеспечивает соблюдение членами бригады указаний оперативного персонала о месте производства работ и мерах предосторожности при их выполнении.

189. Приостанавливает работу при выявлении в процессе работы неисправностей средств производства, инструмента и других опасностей, которые могут повлечь за собой угрозу здоровью или жизни рабочих, сообщает об этом мастеру или другому руководителю.

190. Организует первую помощь пострадавшему и немедленный вызов членами бригады скорой помощи при ожогах, травмах и отравлениях.

191. Следит за соблюдением рабочими трудовой и производственной дисциплины, не допускает к работе лиц в нетрезвом состоянии.

Параграф 21. Функции рабочих

192. Перед началом работы проверяется на своем рабочем месте, согласно нормам техники безопасности:

1) исправность оборудования, приборов, средств защиты, блокировочных и сигнализирующих устройств;

2) исправность инструмента, ограждений, предохранительных приспособлений и устройств, целостность защитного заземления.

193. О вскрытых при проверке недостатках доложить непосредственному руководителю (начальнику смены, бригадиру).

194. При выполнении работ на непостоянном рабочем месте подготовить рабочее место и нужные средства защиты с учетом указаний инструкции на производство этих работ и ПТБ электроустановок и производственной санитарии.

195. Правильно использовать выданную спецодежду, спецобувь, предохранительные приспособления и средства защиты.

196. Знать и соблюдать при работе правила и инструкции по технике безопасности, нормы производственной санитарии. Не допускать посторонних лиц на рабочее место или участок работы.

197. Немедленно сообщить своему непосредственному руководителю:

1) о всех случаях обнаружения неисправностей оборудования, предохранительных, блокировочных, сигнализирующих устройств, а также других средств защиты;

2) о каждом случае травмы, отравления, ожога, полученном лично или другим работающим, а также о загорании или возникшей аварийной ситуации.

198. Быть активным при оказании помощи пострадавшим, ликвидации другого происшествия. Знать приемы доврачебной помощи. Знать расположение и уметь пользоваться средствами пожаротушения, вызова скорой помощи и пожарной охраны.

Приложение к Методическим указаниям по организации работы по производственной санитарии на электростанциях

Положение
об отделе техники безопасности и производственной санитарии
на электростанциях

1. Отдел техники безопасности и производственной санитарии является самостоятельным структурным подразделением предприятия, организации и подчиняется непосредственно руководителю предприятия или лицу им уполномоченному.

2. Отдел несет ответственность за подготовку организации работы на предприятии по созданию безопасных условий труда работающих, предупреждению несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

3. Отдел проводит свою работу совместно с другими подразделениями предприятия и во взаимодействии с комитетом профсоюза, технической инспекцией труда и местными органами государственного надзора по плану, утвержденному руководителем предприятия.

4. Основными задачами отдела являются:

1) постоянное совершенствование организации работы на предприятии по созданию безопасных условий труда работающих, предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний, выполнению решений правительства по этим вопросам;

2) внедрение передового опыта и научных разработок по технике безопасности и производственной санитарии;

3) осуществление контроля за состоянием техники безопасности и производственной санитарии на производстве.

5. Отдел в соответствии с возложенными на него основными задачами:

1) проводит анализ состояния и причин производственного травматизма и профессиональных заболеваний, разрабатывает совместно с соответствующими службами предприятия мероприятия по предупреждению несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, а также организует внедрение указанных мероприятий;

2) участвует в организации работы на предприятии по проведению паспортизации санитарно-технического состояния цехов (участков);

3) организует совместно со службами предприятия разработку и выполнение комплексного плана улучшения условий, охраны труда и санитарно-оздоровительных мероприятий, а также участвует в разработке инструкций по технике безопасности и производственной санитарии;

4) подготавливает и вносит руководству предприятия предложения о разработке и внедрении более совершенных конструкций оградительной техники, предохранительных устройств и других средств защиты от опасных производственных факторов;

5) участвует в работе комиссии предприятия по внедрению стандартов безопасности труда и научных разработок по технике безопасности и производственной санитарии;

6) проводит совместно с соответствующими службами предприятий и с участием профсоюзного актива проверки или участвует в проверках технического состояния зданий, сооружений, оборудования на соответствие их правилам и нормам по технике безопасности, эффективности работы вентиляционных систем, состояния санитарно-технических устройств, санитарно-бытовых помещений, средств коллективной и индивидуальной защиты работающих;

7) оказывает помощь подразделениям предприятия в организации проведения замеров состояния окружающей производственной среды;

8) участвует в работе комиссий по приемке в эксплуатацию законченных строительством или реконструированных объектов производственного назначения, проверяя выполнение требований по обеспечению здоровых и безопасных условий труда;

9) проводит вводный инструктаж и оказывает помощь в организации обучения работников, по вопросам техники безопасности и производственной санитарии;

10) участвует в работе аттестационной комиссии и комиссии по проверке знаний инженерно-техническими работниками и служащими правил, норм и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии;

11) оказывает подразделениям предприятия методическую помощь в разработке и пересмотре инструкций по технике безопасности, а также принимает участие в составлении программ обучения рабочих безопасным методам работы;

12) осуществляет руководство работой кабинета техники безопасности, организует на предприятии пропаганду и информацию по вопросам техники безопасности и производственной санитарии;

13) организует через соответствующие службы обеспечение подразделений предприятия правилами, нормами, плакатами и другими пособиями по технике безопасности, а также оказывает им методическую помощь в оборудовании информационных стендов по технике безопасности;

14) участвует в расследовании несчастных случаев на производстве и при дорожно-транспортных происшествиях;

15) участвует в работе комиссии по подведению итогов конкурсов и в работе бюджетной комиссии предприятия;

16) составляет отчетность по производственному травматизму по установленным формам и в установленные сроки.

6. Осуществляет контроль за:

1) проведением в подразделениях предприятия мероприятий по созданию здоровых и безопасных условий труда;

2) выполнением в подразделениях предприятия требований правил, норм и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии;

3) организацией и проведением предрейсовых медицинских осмотров водительского состава автомобильного хозяйства предприятия;

4) соблюдением графиков замеров уровней шума, вибраций запыленности, загазованности, освещенности, температуры, влажности и других неблагоприятных производственных факторов;

5) своевременным проведением соответствующими службами испытаний и технических освидетельствований паровых и водогрейных котлов, сосудов и аппаратов, работающих под давлением, грузоподъемных машин и механизмов, контрольных, приборов и другого оборудования, подлежащего периодическому испытанию и освидетельствованию;

6) эффективностью работы аспирационных и вентиляционных систем;

7) состоянием предохранительных приспособлений и защитных устройств;

8) своевременным и качественным проведением инструктажа на рабочих местах и периодическим медицинским осмотром работающих;

9) организацией обучения, проверки знаний работающих по технике безопасности и производственной санитарии;

10) соблюдением расследования и учета несчастных случаев на производстве, согласно Трудовому Кодексу Республики Казахстан от 23 ноября 2015 года;

11) организацией хранения, выдачи, стирки, химической чистки, сушки, обеспыливания, обезвреживания и ремонта спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;

12) правильным расходованием в подразделениях предприятия средств, выделенных на выполнение мероприятий по технике безопасности и производственной санитарии.

7. Отдел:

1) проверяет состояние условий и охраны труда во всех подразделениях предприятия и давать обязательные для исполнения предписания об устранении выявленных недостатков, которые могут быть отменены только письменным распоряжением руководителя предприятия;

2) не допускает эксплуатацию машин, оборудования и производство работ на отдельных участках, если это угрожает жизни и здоровью работающих или может привести к аварии, с уведомлением об этом руководителя или главного инженера предприятия;

3) привлекает по согласованию с руководством предприятия соответствующих специалистов других подразделений к проверкам состояния техники безопасности и производственной санитарии;

4) запрашивает и получать от подразделений предприятия материалы, справки по вопросам техники безопасности, требовать письменные объяснения от лиц, допустивших нарушения правил, норм и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии;

5) пребывает от руководителей подразделений отстранения от работы лиц, не имеющих допуска к выполнению данной работы или грубо нарушающих правила, нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии. Эти требования подлежат обязательному исполнению;

6) представляет руководству предприятия предложения о поощрении отдельных работников за активную работу по созданию здоровых и безопасных условий труда и вносить предложения о привлечении к дисциплинарной ответственности в установленном порядке лиц, виновных в нарушении правил и норм по технике безопасности и производственной санитарии, в происшедших несчастных случаях на производстве.

8. Работники отдела:

1) беспрепятственно осматривать производственные, служебные и бытовые помещения предприятия, знакомиться с документами по вопросам охраны труда;

2) представительствовать с ведомо руководства предприятия в государственных и общественных организациях при обсуждении вопросов по технике безопасности и производственной санитарии.

9. Отдел в своей работе руководствуется правовыми актами:

1) Трудовой кодекс Республики Казахстан от 23 ноября 2015 года;

2) Правила работы с персоналом в энергетических организациях, утвержденные приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 26 марта 2015 года № 234 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10830);

3) Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденные приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859);

4) Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденные приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907);

5) Санитарные правила "Санитарно-эпидемиологические требования к зданиям и сооружениям производственного назначения", утвержденные приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 28 февраля 2015 года № 174 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10939);

6) Санитарные правила "Санитарно-эпидемиологические требования к объектам промышленности", утвержденные приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 236 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11259);

7) СН РК 2.04-02-2011 "Естественное и искусственное освещение".

10. Структура и штаты отдела утверждаются руководителем предприятия применительно к типовым структурам и нормативам численности, утвержденным в установленном порядке вышестоящим органом, исходя из условий и особенностей производства, а также объема работ, возлагаемого на отдел.

В тех случаях, когда в соответствии с типовыми структурами на предприятии не может быть создан отдел или бюро, назначается старший инженер (инженер) по технике безопасности, должностные обязанности которого устанавливаются в соответствии с квалификационным справочником должностей служащих.

11. Отдел возглавляет начальник, который назначается на эту должность и освобождается от занимаемой должности приказом руководителя предприятия.

12. Начальник отдела организует работу в отделе, устанавливает круг функции работников, проводит воспитательную работу с ними и несет ответственность за выполнение функций, предусмотренных настоящими Методическими указаниями.

Приложение 41 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по выполнению схем технологической защиты теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по выполнению схем технологической защиты теплоэнергетического оборудования на тепловых электростанциях (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для порядка по выполнению схем технологической защиты теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций (далее - ТЭС).

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) релейная защита

комплекс автоматических устройств, предназначенных для быстрого (при повреждениях) выявления и отделения от электроэнергетической системы поврежденных элементов этой электроэнергетической системы в аварийных ситуациях с целью обеспечения нормальной работы всей системы;

2) технологические защиты

это определенные действия систем безопасности для устранения условий, вызывающих нарушение режима нормальной эксплуатации, а также для защиты дорогостоящего оборудования;

3) исполнительное устройство

(далее

ИУ) устройство системы автоматического управления или регулирования, воздействующее на процесс в соответствии с получаемой командной информацией.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. В действующих нормативно-технических документах (далее - НТД) по технологическим защитам (далее - ТЗ) не регламентируются требования к выполнению схем ТЗ.

4. В Методических указаниях сформулированы рекомендации к выполнению схем технологических защит теплоэнергетического оборудования ТЭС, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) и СН РК 4.02-03-2012 "Системы автоматизации".

5. Данные Методические указания используются проектными, монтажными, наладочными и другими организациями для вновь проектируемого и модернизируемого теплоэнергетического оборудования ТЭС.

Глава 2. Назначение и характеристика технологических защит

6. ТЗ являются составной частью, подсистемой автоматизированной системы управления технологическими процессами (далее

АСУ ТП), обеспечивающей безопасную работу оперативного персонала и теплоэнергетического оборудования путем экстренного автоматического перевода защищаемого оборудования в безопасное состояние в случае возникновения аварийной или предаварийной ситуации.

7. Каждый теплоэнергетический объект имеет свой набор технологических защит (например, защиты котла, турбины), группа теплоэнергетических объектов, связанная общей технологией производства, имеет общие ТЗ (защиты блока, системы пылеприготовления).

8. Набор ТЗ теплоэнергетического объекта (группы объектов) определяется из условия надежного выполнения основной цели ТЗ обеспечения работы оборудования, безопасной для обслуживающего персонала и для самого оборудования.

9. Направление действия защит определяется опасностью возникшей аварийной ситуации ТЗ, отключают все оборудование или отдельный агрегат или осуществляют разгрузку оборудования на различную глубину, согласно, рисунку 1 приложения к настоящим Методическим указаниям.

10. В подсистеме ТЗ решаются задачи:

1) выявление признака любой из предусмотренных проектом аварийных ситуаций;

2) формирование условий срабатывания защиты при возникновении признака аварийной ситуации;

3) выполнение программы действия каждой защиты набора операций, выполняемых на теплоэнергетическом оборудовании при возникновении каждой из аварийных ситуаций и обеспечивающих безопасность обслуживающего персонала и оборудования.

11. Для выполнения перечисленных задач каждая защита имеет импульсную часть

датчик или несколько датчиков для выявления признака ситуации, в которой защита срабатывается:

1) логическая часть, где обрабатываются по заданному алгоритму сигналы, сформированные в импульсной части, и формируется условие срабатывания;

2) сигнальная часть, где формируется сигнал о срабатывании данной ТЗ;

3) исполнительная часть, чаще всего общую для нескольких ТЗ, в которой формируется программа действия ТЗ (одной или нескольких) и сигнал о том, что выполняется данная программа. Действие ТЗ заключается в формировании дискретных команд на изменение состояния ИУ, которыми являются запорная арматура, выключатели электродвигателей.

12. Основным условием срабатывания любой защиты является появление признака аварийной ситуации либо изменение состояния одного или нескольких механизмов ("Отключение"), либо изменение до определенного значения параметра или соотношения параметров ("Повышение", "Понижение").

13. Признак возникновения аварийной ситуации фиксируются одним или несколькими устройствами контроля (датчиками). Датчиком ТЗ бывает датчик дискретного сигнала, датчик аналогового сигнала в комплекте с аналого-дискретным преобразователем.

Количество резервирующих друг друга датчиков и схема резервирования определяются требуемой надежностью схемы ТЗ и надежностью используемых датчиков (вероятностью их несрабатывания или ложного срабатывания). Применяются схемы: с одним датчиком, "один из двух", "два из двух" и "два из трех". Варианты формирования признака аварийной ситуации при применении датчиков дискретного сигнала представляются согласно рисунку 2 приложения к настоящим Методическим указаниям.

Для ТЗ выделяются специальные датчики. При выполнении ТЗ на микропроцессорной технике сигнал датчиков ТЗ, обработанный в рамках подсистемы ТЗ, передается в другие подсистемы.

14. Защиты, действующие при понижении контролируемого параметра, оперативно выводятся на остановленном оборудовании, чтобы не препятствовать пуску защищаемого оборудования. Для защит логически или по команде оператора формируется дополнительное условие их срабатывания: "Защита введена в работу".

Ввод-вывод минимальных защит осуществляется специальными переключателями ввода защит (далее - ПЗ) при достижении определенных этапов пуска и устройствами автоматического ввода ТЗ, алгоритм устройства представлен классификацией защит по количеству датчиков и структуре согласно рисунку 2 приложения к настоящим Методическим указаниям.

При наличии одинаковых условий ввода и вывода для нескольких ТЗ организовывается одно общее устройство ввода.

Защиты, не имеющие режимного ввода, вводятся в работу при подаче напряжения питания в схему ТЗ и на датчики ТЗ.

15. Действие защиты заключается в формировании дискретных команд на изменение состояния коммутационной аппаратуры электродвигателей собственных нужд, запорной и регулирующей арматуры. Совокупность этих команд и является программой действия данной защиты. Одна и та же программа выполняется при срабатывании нескольких защит.

Действие программы организовывается таким образом, что вмешательство в него оперативного персонала невозможно.

В соответствии классификацией защит по виду команды показан алгоритм программы действия ТЗ, согласно рисунку 3 приложения к настоящим Методическим указаниям.

16. Срабатывание ТЗ сопровождается следующей сигнализацией:

1) появлением аварийного звукового сигнала (сирены);

2) индикацией названия сработавшей ТЗ (на табло или на экране дисплея);

3) индикацией названия выполняемой программы (на табло или на экране дисплея) - необходимость уточняется при проектировании;

4) срабатыванием сигнального реле, входящего в состав ТЗ, возврат которого в исходное состояние осуществляется специальной командой дежурного цеха АСУ ТП, задача этого устройства - контроль первопричины выполнения данной программы. Данная программа выполняется при срабатывании только одной ТЗ или если срабатывание ТЗ регистрируется с большой разрешающей способностью, устройство сигнализации первопричины не выполняется.

Глава 3. Классификация ТЗ

17. Классификация ТЗ по признакам представлена согласно рисункам 1

4 приложения к настоящим Методическим указаниям:

1) по направлению действия;

2) по техническим средствам;

3) по структуре - количеству датчиков, наличию выдержки времени, наличию режимного ввода;

4) по виду команд.

18. В технических условиях на выполнение ТЗ, являющихся заданием на проектирование схем ТЗ, для каждой защиты указываются:

1) контролируемый параметр или ситуация;

2) количество датчиков и схема их включения;

3) наличие и приблизительное значение выдержки времени;

4) наличие и условия режимного ввода и вывода, направление действия.

19. Для каждой программы действия указываются исполнительные устройства, на которые подаются команды, вид команды ("Открыть", "Закрыть") и ее тип (импульсная, постоянная).

20. В технических условиях указываются ключи и переключатели, используемые в схемах ТЗ.

Вопросы о представлении информации и регистрации для ТЗ решаются в рамках общего проекта АСУ ТП.

Глава 4. Общие требования к схемам ТЗ, отключающих оборудование

Параграф 1. Формирование признака аварийной ситуации

21. Перечень аварийных ситуаций, признак каждой из них и количество датчиков, контролирующих каждый признак, указываются в технических условиях на выполнение защит.

22. Алгоритмы формирования признака возникновения аварийной ситуации с помощью разного количества датчиков дискретного сигнала

одного, двух и трех даны на рисунке 5 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

При выполнении ТЗ с одним датчиком (алгоритм № 1) его контакт непосредственно используется в схеме или подается на устройство гальванического разделения (например, промежуточное реле), которое, кроме разделения, дает возможность увеличения количества приемников сигнала от датчика, если это необходимо.

При выполнении ТЗ с двумя датчиками по схеме "один из двух" (алгоритм № 2) контакты датчиков непосредственно используются в схеме, объединяясь путем монтажного "ИЛИ", или подаются на устройство гальванического разделения, если есть необходимость увеличивается количество приемников сигнала от датчиков.

При выполнении ТЗ с двумя датчиками по схеме "два из двух" (алгоритм № 3) контакты датчиков вводятся только через устройство гальванического разделения, так как для данной схемы сигнализируется срабатывание каждого датчика.

При выполнении ТЗ с тремя датчиками (алгоритм № 4) контакты датчиков вводятся только через устройство гальванического разделения, так как для данной схемы дважды используется информация о срабатывании двух датчиков.

23. Длительность сигнала о наличии признака аварийной ситуации превышает время, необходимое для запуска программы действия защит, поэтому в схемах, выполненных на реле, появление кратковременных сигналов запоминается до поступления информации о запуске программы действия. Например, импульсная информация об отключении генератора вследствие внутренних повреждений запоминается до запуска программы останова блока - срабатывания реле останова блока (далее

РОБ).

24. При выполнении ТЗ на средствах микропроцессорной техники появляется возможность диагностики исправности параметрических датчиков путем сравнения их сигналов с граничными значениями данного параметра или сравнения между собой сигналов нескольких датчиков одного параметра до сравнения их с уставкой срабатывания защиты. При этом значительно повышается надежность ТЗ за счет более раннего (до достижения уставки) выявления неисправности датчика.

При выходе сигнала датчика за граничные значения датчик немедленно отключается с сигнализацией его неисправности и, если это принято в проекте, изменением структуры, формирующей признак аварийной ситуации, вместо схемы с двумя датчиками - схема с одним, вместо схемы с тремя датчиками - схема с двумя датчиками.

Вариант алгоритма обработки сигналов трех датчиков одного параметра показан на рисунке 6 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. При обнаружении неисправности одного из датчиков при сравнении их сигналов между собой сигнал неисправного датчика исключается из обработки и параметр контролируется двумя датчиками.

При наличии только двух датчиков одного параметра сравнение их сигналов между собой не определяется отказавший датчик, если отсутствует дополнительная информация. В этом случае подается аварийный сигнал без реструктуризации системы.

В зависимости от построения системы с уставкой сравнивается сигнал каждого датчика или один общий сигнал, полученный после сравнения между собой и обработки сигналов всех датчиков данного параметра, участвующих в схемах ТЗ.

Параграф 2. Организация выдержки времени на срабатывание ТЗ

25. В технических условиях на выполнение технологических защит указывается выдержка времени на срабатывание некоторых из них в соответствии алгоритмом формирования условий срабатывания ТЗ, согласно, рисунку 7 приложения к настоящим Методическим указаниям.

Выдержка времени характеризует способность оборудования переносить наличие признака аварийной ситуации или необходима для отстройки от неодновременного отключения одноименных механизмов, указывается точно.

Если выдержка времени вызвана необходимостью отстройки от автоматического включения резерва (далее

АВР), учетом времени разворота механизма или времени транспортного запаздывания, указывается ориентировочно (например, "до 9 секунд") и уточняется при наладке.

26. Выдержка времени реализуется либо с помощью реле времени, либо с помощью блока выдержки времени (далее

БВ) в устройстве комплектном технологических защит (далее

УКТЗ), или программным путем

на микропроцессорной технике (далее

МПТ).

27. Отсчет выдержки времени начинается после появления признака аварийной ситуации при наличии условий режимного ввода ТЗ.

Параграф 3. Организация режимного ввода ТЗ

28. В технических условиях на выполнение защит, имеющих режимный ввод, указывается группа одновременно вводимых защит, к которой относится данная защита (при ручном вводе), или технологические условия автоматического ввода и вывода этой ТЗ.

29. Ручной ввод группы защит осуществляется оператором с помощью специального ПЗ, отдельного для каждой группы. Переключатель ввода защит имеет три фиксированных положения, назначаемых в порядке:

1) "Отключено";

2) "Сигнал";

3) "Включено".

При положении переключателя "Отключено" отключаются цепи действия и сигнализации всех ТЗ данной группы.

При положении "Сигнал" подключаются цепи сигнализации всех защит данной группы. Если при переводе ПЗ из положения "Отключено" в положение "Сигнал" параметр или положение механизмов, контролируемые любой из ТЗ группы, не вошли в норму, подается сигнал о срабатывании соответствующей защиты, но программа ее действия не запускается.

При положении ПЗ "Включено" подключаются цепи сигнализации и действия всех защит данной группы.

Переключатели ввода защит устанавливаются в оперативном контуре.

30. При автоматическом вводе защит выполняется специальное устройство ввода, алгоритм действия которого представлен на рисунке 8 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Защита автоматически вводится в работу (разрешается сигнализация ее срабатывания и запуск ее программы действия) при появлении признака ввода (без предварительного контроля срабатывания импульсной части защиты) и остается введенной до появления признака вывода, после чего защита автоматически выводится.

Признаку вывода отдается приоритет перед признаком ввода - при наличии признака ввода и появлении признака вывода ТЗ выводится из работы, при наличии признака вывода и появлении признака ввода ТЗ не вводится.

Если несколько ТЗ имеет одинаковые условия автоматического ввода и вывода, для них допускается организация одного устройства автоматического ввода. При выполнении схемы на УКТЗ такая организация автоматического ввода создает неудобства при опробовании ТЗ на остановленном оборудовании и не применяется.

В оперативном контуре осуществляется сигнализация

состояния устройства автоматического ввода, включенного или отключенного в зависимости от общей концепции выполнения сигнализации.

Параграф 4. Организация ремонтного вывода ТЗ

31. Назначение ремонтного вывода - неоперативное отключение действия ТЗ с сохранением сигнализации ее срабатывания, по алгоритму формирования условий срабатывания ТЗ согласно рисунку 7 приложения к настоящим Методическим указаниям.

32. В качестве устройств ремонтного вывода используются контактные накладки, тумблеры. При выполнении технологических защит на средствах МПТ ремонтный вывод организуется программным путем и его состояние изменяется только с инженерной станции цеха АСУ ТП.

33. Состояние устройства ремонтного вывода контролируется для использования в задаче регистрации аварийных ситуаций (событий) (далее

РАС). Информация о состоянии устройств ремонтного вывода при выполнении их на МПТ регистрируется с указанием времени его изменения и по запросу выводится в оперативный контур.

Параграф 5. Формирование программы действия ТЗ

34. Программа действия ТЗ определяется общей для нескольких ТЗ или индивидуальной.

35. К программе действия ТЗ предъявляются требования:

1) формируются команды ТЗ на соответствующие исполнительные устройства;

2) обеспечивается продолжительность действия команд до тех пор, пока сохраняется причина запуска программы и пока не выполнена самая продолжительная операция данной программы;

3) исключается возможность вмешательства оперативного персонала в работу программы до окончания ее действия;

4) останавливается или не допускается действие при запуске программы более высокого приоритета;

5) формируются импульсные команды заданной длительности.

36. Команды ТЗ на исполнительные устройства обладают приоритетом перед командами всех других подсистем АСУ ТП:

1) дистанционного и функционально-группового управления;

2) авторегулирования технологических блокировок.

37. В оперативном контуре выполняется сигнализация запуска программ, отключающих основное оборудование или снижающих его нагрузку.

38. Пример организации программы действия ТЗ по алгоритму программы действия ТЗ представлен на рисунке 9 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 6. Формирование воздействий персонала в схемах ТЗ

39. В схемах ТЗ предусматривается возможность оперативного аварийного отключения оборудования путем дистанционного оперативного запуска соответствующей программы. Программа запускается импульсным воздействием оператора на ключ или кнопку останова

длительность импульса достаточна для запуска программы.

40. Для ТЗ, действующих на глубокую разгрузку оборудования, предусматривается специальный оперативный переключатель (накладка), позволяющий переводить действие этих ТЗ на отключение оборудования.

41. При возможности сжигания на котле нескольких видов топлива (поочередно или совместно) вид сжигаемого топлива или соотношение количества топлив разного вида при совместном сжигании определяется положением переключателя топлива (далее - ПТ), устанавливаемого в оперативном контуре.

ПТ, используемый в схемах ТЗ, имеет количество положений, равное количеству видов сжигаемого топлива, и устанавливается в положение, соответствующее преобладающему виду топлива. При необходимости формирования информации о совместном сжигании нескольких видов топлива (например, для авторегулирования) устанавливается специальный переключатель топлива, не участвующий в схемах ТЗ.

На газомазутных котлах преобладающий вид сжигаемого топлива определяется без помощи ПТ путем контроля расхода газа и мазута (или приведенной разности расхода свежего пара и газа), что отражается в технических условиях на выполнение ТЗ.

42. Не устанавливаются устройства, позволяющие отключать одну или несколько ТЗ, кроме указанных в параграфах 3 и 4 главы 5 настоящих Методических указаний.

Параграф 7. Организация двухканальной схемы

43. На турбинах большой мощности предусматривается устройство раздельного опробования двух параллельно действующих электромагнитов отключения турбины путем поочередного блокирования гидравлических каналов воздействия каждого электромагнита.

Выполнение схемы ТЗ, отключающих турбину, в двухканальном варианте:

1) каждая защита формируется дважды с использованием разных датчиков;

2) с воздействием на разные выходные реле защит.

Пример двухканального выполнения некоторых ТЗ, действующих на останов турбины по алгоритму организации двухканальной схемы защит, представлен на рисунке 10 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

44. При двухканальном выполнении защит турбины каждый канал воздействует на "свой" электромагнит всегда, а на "чужой" электромагнит

только, если нет режима "Опробование своего электромагнита". На все остальные исполнительные устройства оба канала действуют параллельно. Алгоритм, реализующий программу опробования одного из электромагнитов защиты турбины при двухканальном исполнении схемы защит, представлен на рисунке 23 согласно приложению к настоящим Методическим указания.

45. Сигнализация срабатывания каждой защиты формируется однократно параллельным включением воздействий на сигнал от обоих каналов.

46. Датчики и аппаратура, относящиеся к разным каналам, размещаются на разных панелях и имеются разные источники электропитания.

Глава 5. Общие требования к схемам локальных ТЗ

47. Локальными называются защиты, действующие на отключение отдельных механизмов (дымососов, мельниц, питательных насосов и так далее), или защиты, действие которых предотвращает аварийное отключение основного оборудования.

48. Требования к схемам локальных ТЗ в совпадают с требованиями к схемам ТЗ, отключающих оборудование. Основные отличия:

1) отсутствует необходимость в определении защиты, сработавшей первой;

2) для некоторых ТЗ есть необходимость обратного действия после окончания выполнения программы ТЗ и исчезновения причины срабатывания ("Повышение уровня в барабане котла до I предела", "Повышение давления свежего пара за котлом" - действие на включение быстродействующей редукционно-охладительной установки (далее - БРОУ), "Повышение давления свежего пара за котлом" - действие на открытие предохранительных клапанов котла и так далее);

3) не предусматриваются устройства ремонтного вывода.

49. Вопрос о выполнении ремонтного вывода для локальных защит решается при конкретном проектировании. Для защит по повышению давления свежего пара за котлом ремонтный вывод не предусматривается.

50. К локальным ТЗ относятся АВР механизмов собственных нужд. В схемах АВР:

1) отсутствуют устройства ремонтного вывода;

2) отсутствует необходимость сигнализации срабатывания АВР, так как в оперативном контуре сигнализируется аварийное отключение работавшего механизма и автоматическое включение резервного;

3) принимаются меры по обеспечению однократности включения резервного механизма;

4) устанавливается оперативный переключатель, положение которого характеризует назначение или состояние механизма:

1) "Рабочий";

2) "Резервный";

3) "Отключен".

При наличии только двух одноименных механизмов устанавливают один общий переключатель, или индивидуальные переключатели для каждого насоса, при трех одноименных механизмах и более переключатель АВР устанавливается для каждого из них.

51. Алгоритм АВР двух насосов, имеющих общий переключатель АВР и контроль давления в общей напорной магистрали, представлен на рисунке 11 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. Алгоритм АВР двух насосов с индивидуальными переключателями и контролем давления до обратного клапана каждого насоса, представлен на рисунке 12 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Глава 6. Общие требования к схемам защитных блокировок

53. Защитными блокировками или блокировками взрывобезопасности называется комплект запретов, налагаемых на управление газовой и мазутной арматурой при растопке котла.

54. Защитные блокировки выполняются в соответствии с действующими правилами согласно, СНиП РК 4.02-08-2003 "Котельные установки". Не разрешается подача топлива к котлу или к горелкам, если не выполняются заданные условия, снижающие вероятность возникновения взрывоопасной ситуации.

55. Схемами не предусмотрено выполнение устройств ремонтного вывода. Предусматривается сигнализация только в режимах вентиляции топки - "Идет вентиляция", "Топка провентилирована".

56. Для котлов с большим количеством горелок по требованию эксплуатационного персонала выполняется сигнализация о том, что не готовы отдельные блокировки для облегчения поиска неисправности.

57. Защитные блокировки, общие для всех горелок, вводятся автоматически при подаче топлива к котлу, защитные блокировки одной горелки вводятся при подаче топлива к этой горелке.

Глава 7. Особенности схем ТЗ при выполнении их на разных технических средствах

Параграф 1. Релейная аппаратура

58. Для обеспечения надежности технологических защит питание их осуществляется на напряжении 220 Вольт (далее

В) постоянного тока от аккумуляторной батареи.

59. В качестве промежуточных реле ранее применялись реле типа РП23 и действующие с задержкой реле типа РП251, РП252. В настоящее время эти реле сняты с производства и заменяются реле типа РП16, РП18. Для реализации выдержки времени используются электромагнитные реле времени типа РВ112

РВ143 или моторные реле типа ВЛ.

Для сигнализации и фиксации первопричины срабатывания защит применяются указательные реле типа РУ21, РЭУ11 или РЭПУ с обмоткой напряжения. Контакты этих реле остаются в сработавшем состоянии после исчезновения причины срабатывания, возврат их в исходное состояние производится персоналом путем механического воздействия на указательное реле.

В качестве устройства ремонтного вывода используется контактная накладка типа НКР-3, позволяющая визуально контролировать разрыв цепи действия защиты.

Вся эта аппаратура размещается на панелях защит, устанавливаемых в неоперативном контуре щита управления, или в специальных помещениях электротехнических устройств.

60. В качестве датчиков защит используются "сухие" контакты приборов прямого действия (электроконтактных манометров, термометров, сигнализаторов уровня, давления и прочее), контакты сигнальных устройств вторичных приборов, блок-контакты выключателей и прочие.

61. Рассмотрим принципы построения схем на примере защит моноблока:

1) все защиты подразделяются на группы, относящиеся к отдельным агрегатам основного и вспомогательного оборудования

общеблочные защиты, защиты, действующие на останов котла, защиты, действующие на снижение нагрузки котла, защиты турбины и технологические защиты генератора; защиты питательных насосов, защиты БРОУ.

Управление электромагнитами стопорных клапанов турбины также выполняется в объеме технологических защит как отдельная группа;

2) пример построения схемы общеблочных защит представлен на рисунке 13 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Команды на выполнение операций по останову блока подаются контактами выходных реле типа КСТ, которые включаются при срабатывании любой из защит, действующих на останов блока.

Указательные реле типа КН1

КН4 фиксируют срабатывание соответствующей защиты

от их контактов включается аварийное табло срабатывания этой защиты. Информация о срабатывании каждой защиты отдельных технологических групп (ПЭН, турбина) фиксируется в схемах защит этих групп.

Контактные накладки типа S1, S2 служат для ремонтного вывода защит

отключения действия защит на выходные реле типа КСТ. При этом указательные реле не отключаются;

3) из схем электрических защит блока генератор-трансформатор поступает кратковременная (импульсная) информация о срабатывании защиты от внутренних повреждений генератора. Для обеспечения уверенного приема этой информации предусматривается самоудерживание реле типа KL2, которое отключается только после срабатывания реле типа КСТ.

Из схемы управления электромагнитами стопорных клапанов турбины в схему общеблочных защит поступает информация об отключении турбины, по которой включается реле типа KCN, и выдается команда на перевод котла в режим растопочной нагрузки, в том случае, если накладка типа S3 ставится в положении "Разгрузка".

Включение реле KCN не разрешается в случае срабатывания защит останова котла или защит останова блока.

Если растопочный режим на котле по какой-либо причине не реализован, накладка типа S3 устанавливается в положение "Останов". В этом случае при отключении турбины срабатывает реле типа КСТ, производящее останов блока. Информация об отключении турбины кратковременна и снимается через определенное время (30 секунд) после закрытия стопорных клапанов или после закрытия главной парозапорной задвижки (далее - ГПЗ). В противном случае реле останова блока постоянно находится под напряжением;

4) цепь самоудерживания реле останова блока типа КСТ отключается либо с выдержкой времени после отключения турбины, либо после закрытия ГПЗ (эта информация формируется в схеме управления электромагнитами стопорных клапанов);

5) на рисунке 13 (лист 2) согласно приложению к настоящим Методическим указаниям, показано выполнение схемы защиты при отключении генератора от сети.

Из схемы электрических защит блока генератор-трансформатор поступает информация об отключении генератора от сети, а также о включенном состоянии генератора. Последняя используется для автоматического ввода защиты.

Реле типа KLG1 включается во всех случаях при отключении генератора от сети и выдается команда в блок релейной форсировки системы регулирования турбины на форсированное прикрытие регулирующих клапанов в целях удержания турбины на номинальной частоте вращения.

Двухпозиционное реле типа КО (как правило, используется реле типа РП8) вводится в действие защита при отключении генератора из условия, что генератор включается в сеть и открываются стопорные клапаны турбины, и выводится защита после закрытия стопорных клапанов турбины. Если отключение генератора является следствием срабатывания других защит, действующих на останов турбины или блока, защита не срабатывает, так как в этом случае генератор отключается после закрытия стопорных клапанов, когда защита выведена. Реле типа KLG2 выдает команду на закрытие обратных клапанов турбины (при остановленной турбине команда снимается).

При положении накладки типа S4

"Холостой ход" включается реле времени типа KLT и через 1 секунду включается реле холостого хода типа КСХ, контактами которого подаются команды на перевод блока в режим холостого хода. Выдержка времени отстраивается от срабатывания защит при внутренних повреждениях блока генератор-трансформатор, действующих через реле типа KL2 на останов блока. Указательное реле типа КН3 фиксирует перевод блока в режим холостого хода и включается соответствующее табло.

Накладка типа S4 переводит действие защиты на останов блока, если режим холостого хода по какой-либо причине не реализовывается. При этом реле типа KLG3 включается без выдержки времени. Указательное реле типа КН4 фиксирует отключение генератора от сети как первопричину действия защиты. Цепь включения типа КН4 при работе реле типа KLG3 размыкается контактами типа КСТ или KL2, для предотвращения срабатывания типа КН4, когда отключение генератора является следствием срабатывания других защит. При этом реле типа KLG3 является медленнодействующим (реле типа РП252 или РП18) по отношению к реле типа KL2 для исключения срабатывания типа КН4 при внутреннем повреждении генератора;

6) схема защиты по прекращению расхода питательной воды для двух поточного котла как пример организации защиты по схеме "два из двух", представлена на рисунке 14 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. Защита вводится переключателем типа SAB1 и действует с выдержкой времени, для чего предусматривается реле времени типа KLT, общее для обоих потоков.

Организация аварийного сигнала срабатывания защиты и сигнала срабатывания одного из двух датчиков защиты рассматривается в пункте 97 настоящих Методических указаний;

7) пример организации защиты по схеме "два из трех", представлен на рисунке 15 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. Реле сигнализации типа KLH используется для предупредительной сигнализации срабатывания одного из трех приборов защиты;

8) исполнительная часть защит, реализующая программу действия, состоит из выходных реле, контактами которых выдаются команды на исполнительные механизмы (двигатели типа СН, задвижки, клапаны). На группу выходных реле действуют защиты, имеющие одну программу действия. В качестве примера приведена, схема исполнительной части защит останова котла на рисунке 16 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

Реле останова котла типа КСТN включаются при действии любой из защит останова котла типа KLF, при действии защит останова блока (реле типа КСТ), а также при отключении котла ключом ручного останова типа SА1.

После срабатывания реле останова котла самоудерживается через контакт одного из них (типа KCTN1). Цепь самоудерживания размыкается не раньше, чем выполняется наиболее длительная операция по команде защит, например, закрытие ГПЗ. Тем самым обеспечивается выполнение программы действия защит и исключается возможность вмешательства в нее оператора до полного ее выполнения. Установка коммутационных аппаратов (ключей, накладок), отключающих действие выходных реле, не допускается.

Цепь самоудерживания выходных реле сохраняется, пока переключатели ввода защит типа SАВ1, SАВ2 находятся в положении "Включено", что обеспечивает срабатывание указательного реле (типа КН) защиты, сработавшей первой. Питание шинки включения указательных реле типа EFH, согласно рисунку 14 приложения к настоящим Методическим указаниям, отключается контактом выходного реле типа КСТN, поэтому указательные реле защит, срабатывание которых явилось следствием останова оборудования, не срабатывают. Таким образом, обеспечивается фиксация первопричины отключения оборудования.

Отключение котла ключом ручного останова типа SА1 фиксируется указательным реле с токовой обмоткой типа КНН, контактом которого включается табло "Останов котла ключом". Указательное реле типа КНС срабатывает во всех случаях работы реле останова котла, кроме воздействия на ключ ручного останова, и включает табло "Аварийный останов котла" согласно рисунку 16 приложения к настоящим Методическим указаниям;

9) в соответствии с техническими условиями на выполнение защит команда на останов турбины при останове котла защитами поступает сразу, а при действии на ключ ручного останова котла

после понижения давления в камере регулирующей ступени турбины до заданного значения, что дает возможность предотвратить включение БРОУ и открытие импульсно-предохранительных клапанов. Для реализации этого условия предусматривается реле типа KCTNH. Формирование команды в цепи реле останова турбины показано на рисунке 16 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям;

10) цепи управления одним из электромагнитов закрытия стопорных клапанов турбины представлены на рисунке 17 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. Второй электромагнит управляется по такой же схеме, но электропитание организовано через другой автоматический выключатель.

Эти электромагниты потребляют в момент срабатывания постоянный ток 2 Ампер (далее

А) при напряжении 220 В. Для включения электромагнитов используются реле типа (KCTS1, КСТS2), коммутационная способность контактов которых позволяет коммутировать такие токи (реле типа 8В-6К или РНЕ-66). Электромагнит коммутируется с обоих полюсов, что позволяет избежать его ложного срабатывания при двойном замыкании на землю в цепях управления электромагнитом.

Электромагнит не рассчитывается на длительное обтекание током, поэтому после отключения турбины напряжение от него отключается контактами реле типа KLZ1, формирующими признак отключенного состояния турбины, закрыт любой из двух стопорных клапанов ЦВД и любой из двух стопорных клапанов ЦСД. В качестве реле типа KLZ1 используется реле типа 8В-2К или РНЕ-22 с повышенной коммутационной способностью контактов, причем последовательно включенные контакты этого реле шунтируются цепочкой искрогашения типа R1

С1.

Реле типа KSY1 (реле типа РЭС-9, R_обм = 9600 Ом, I_раб = 8,3 - 9,3 миллиАмпер (далее - мА) контролирует исправность цепи электромагнита, а реле типа KLl (реле типа РЭС-9, U_ном = 6 В) фиксирует его срабатывание.

Параграф 2. Устройства комплектные технологических защит

62. Устройства комплектные ТЗ созданы в целях повышения надежности, живучести и ремонтопригодности технических средств ТЗ при уменьшении их габаритов.

Применяемые в УКТЗ малогабаритные герметезированные реле типов РЭС-8, РЭС-9 отличаются от применяемых ранее реле серии РП показателями:

1) гарантированным ресурсом;

2) номинальным напряжением питания;

3) объемом профилактического обслуживания;

4) габаритными размерами, массой.

72. Созданные на основе малогабаритных реле унифицированные блоки реализовывают технические условия на выполнение ТЗ, надежность подсистемы ТЗ значительно повышается по сравнению с вариантом выполнения на реле типа РП за счет факторов:

1) более высокая надежность применяемых реле;

2) переход на пониженное напряжение;

3) более высокая заводская готовность шкафов защиты;

4) расширение объема оперативно диагностируемых элементов схем ТЗ;

5) упрощение и убыстрение работ по устранению неисправностей аппаратуры, проводимых путем замены неисправных блоков;

6) упрощение работ по опробованию ТЗ.

Повышается ремонтопригодность аппаратуры ТЗ за счет ее блочной компоновки, сокращаются трудозатраты на обслуживание ТЗ и увеличивается безопасность работы персонала.

63. Алгоритмы ТЗ реализуются специализированными блоками. В номенклатуру УКТЗ входят типы блоков:

1) БЗ

блок защит

логическая обработка дискретных сигналов датчиков: одного или двух параллельно (БЗ-1), двух последовательно (БЗ-2) или трех (БЗ-3);

2) БВ

блок времени

регулируемая выдержка времени;

3) ББФ

блок указательных реле и фиксации

запоминание событий с включением указательного реле;

4) БВЗ

блок ввода защит

автоматический ввод и вывод ТЗ;

5) БИ

блок импульсов

формирование импульсных команд;

6) БРУ

блок размножения унифицированный

размножение дискретных сигналов;

7) БС

блок сигнализации

сигнализация срабатывания одного из двух датчиков защиты с централизованной выдержкой времени;

8) БО

блок опробования

проверка исправности блоков, реализующих ТЗ, цепей аварийной сигнализации.

Команды ТЗ на исполнительные устройства формируются выходными реле, устанавливаемыми в специальных индивидуальных ячейках в шкафу ТЗ.

64. Каждый шкаф ТЗ рассчитывается на установку не более 48 функциональных блоков и не более 54 выходных реле. При необходимости в одном шкафу размещаются несколько групп ТЗ (например, ТЗ, отключающие турбину, и управление электромагнитами стопорных клапанов турбины).

Когда одна группа, включающая большое количество ТЗ (например, ТЗ, отключающие котел), располагается в двух соседних шкафах. При этом, в каждом из шкафов предусматриваются выходные реле защит, реализующие полную программу останова котла. Для котлов большой мощности при большом количестве выходных команд выходные реле защит размещаются в двух шкафах защит, в каждом шкафу формируется разный набор команд. В последнем случае при срабатывании выходных реле в одном из шкафов параллельно включенными контактами двух из них подается команда на срабатывание выходных реле, расположенных в другом шкафу. При реализации этой команды контактами двух параллельно включенных реле повышается надежность схемы.

65. Все контакты, используемые в схемах защит в качестве источника внешней информации и расположенные вне БЩУ и помещения шкафов УКТЗ, например, контакты датчиков, установленных по месту, конечные выключатели задвижек, контакты промреле, фиксирующих отключение двигателей, включаются, на напряжение 220 В постоянного тока. Допускается использовать напряжение 24 В постоянного тока.

Все контакты, используемые в схемах защит в качестве источника внешней информации и расположенные на БЩУ, а также вся аппаратура, реализующая логику схем ТЗ, и выходные реле ТЗ включаются на напряжение 24 В постоянного тока.

Для приема информации на разном напряжении существуют разные модификации БЗ - блоки БЗ-М принимают информацию на напряжении 220 В, блоки БЗ-М1 принимают информацию на напряжении 24 В.

66. Дискретный сигнал от датчиков ТЗ вводится непосредственно в соответствующий БЗ или, используются в цепях разных блоков,

в БРУ.

67. Логика схем ТЗ, выполненных на УКТЗ, повторяет логику выполнения схем ТЗ на промреле типа РП и реализуется в блоках таким образом, чтобы все блоки одной группы ТЗ располагались в одном или двух соседних шкафах. Структурная схема организации защиты по схеме "два из двух", представлена на рисунке 18 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям, аналогичная схеме представленной на рисунке 14 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

В БВЗ формируется команда на ввод (вывод) ТЗ, в БЗ-2 принимаются дискретные сигналы от двух датчиков о понижении расхода воды, там же размещены сигнальные реле, тумблер ремонтного вывода и выходное реле данной ТЗ. Выдержка времени реализуется в БВ. Алгоритм действия ТЗ собирается монтажным путем.

68. Программа действия ТЗ реализуется на промежуточных реле типа РЭС-8 на 24 В, устанавливаемых в специальных ячейках выходных реле в каждом шкафу ТЗ. Схемы включения этих реле не отличаются от схем включения выходных реле при выполнении ТЗ на релейной аппаратуре, согласно подпункту 8) пункта 69 настоящих Методических указаний.

69. Образец построения схемы защит турбины на УКТЗ на примере защиты "Понижение температуры свежего пара перед турбиной", представлен на рисунке 19 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям:

1) защита срабатывается при одновременном понижении температуры пара перед стопорным клапаном и за котлом в паропроводе, подведенном к этому стопорному клапану. При наличии двух стопорных клапанов турбины для каждого из них предусматривается независимый комплект защит. На рисунке показан один комплект защиты.

Защита вводится при повышении температуры пара перед стопорным клапаном выше уставки предупредительной сигнализации и выводится после отключения турбины;

2) для ввода и вывода защиты устанавливается блок типа БВЗ (АS2), реле фиксации которого (KQ1) замыкает контакт ввода при появлении условия ввода (при этом размыкается цепь шунтирования входного реле ввода контактом "Т к 1") или замыкает контакт вывода при появлении условий вывода

замыкании контакта реле-повторителя типа (KL4Z) закрытого положения стопорных клапанов. Контактами реле типа KQ1 осуществляется включение и отключение цепей защиты при ее автоматическом вводе или выводе: контакты реле типа KQ1 подготавливаются цепи выходных реле защиты, сигнализации, регистрации и выходных реле опробования.

Для облегчения работ по опробованию ТЗ в БВЗ предусматривается возможность принудительного ввода и вывода ТЗ на остановленном оборудовании;

3) защита по схеме "два из двух" реализуется в блоке типа БЗ-2М (2AF1), где формируется команда на выходные реле останова турбины, фиксируется срабатывание защиты с помощью указательных реле типа КН1 и КН2, формируется информация в схему общеблочных защит о срабатывании одного из двух датчиков, согласно пункту 103 настоящих Методических указаний. В БЗ предусмотрена аппаратура для опробования данной ТЗ как в отдельности для каждого канала, так и для обоих каналов одновременно, согласно параграфу 3 главы 9 настоящих Методических указаний;

4) для фиксации первопричины срабатывания защит организованы две шинки указательных реле, согласно, рисунку 19 (лист 4) приложения к настоящим Методическим указаниям. Одна шинка типа (EFH1) - для ТЗ, действующих одновременно на останов блока и турбины (ТЗ по осевому смещению ротора, по понижению давления в системе смазки, по повышению давления в конденсаторе). Питание с этой шинки снимается при срабатывании реле останова блока типа (КСТ1). Указательные реле остальных защит подключаются к шинке типа (EFH2), напряжение с которой снимается после закрытия стопорных клапанов турбины (реле типа KL5Z).

Шинка типа EFN1 организуется в схеме общеблочных защит для формирования сигнала о срабатывании одного из двух датчиков защиты, согласно, пункту 104 настоящих Методических указаний.

Шинка типа EFS организована для проведения централизованного опробования защит, согласно параграфу 3 главы 8 настоящих Методических указаний;

5) в зависимости от программ, выполняемых при срабатывании различных ТЗ, предусмотрены три разные группы выходных реле, каждая из которых имеет свое реле опробования.

Защита "Повышение давления в конденсаторе турбины" включается реле типа KCTW1, KCTW2, которые подают команды на останов блока, останов турбины, отключение генератора, закрытие запорной арматуры на линии сброса в конденсатор.

Защиты "Понижение давления масла в системе смазки турбины до II предела" и "Осевое смещение ротора турбины" включаются реле типа KCTW3, KCTW4, которые подают команды на останов блока, останов турбины и отключение генератора;

6) команды на реле останова блока при срабатывании защит турбины формируются двумя параллельно включенными контактами разных реле одной группы для повышения надежности схемы;

7) все защиты, включая перечисленные выше, действуют на реле отключения турбины типа KCTS1...KCTS., которые включаются также при действии защит, останавливающих блок и котел, и при отключении турбины ключом. После срабатывания реле останова турбины включаются на самоудерживание, которое снимается через 3 минуты после закрытия стопорных клапанов турбины, что обеспечивает возможность выполнения наиболее долгой операции программы останова без вмешательства персонала;

8) при проектировании выходных цепей ТЗ нагрузка на контакт выходного реле любого блока защит не превышается 2 А, что соответствует параллельному включению 9

10 выходных реле.

Когда формируется большое количество командных и информационных воздействий, для чего требуется больше 10 реле, организуется дополнительная группа выходных реле, включаемая контактами по крайней мере двух выходных реле первой группы, контакты включаются параллельно. Реле дополнительной группы формируют наименее ответственные или дублирующие команды ТЗ;

9) при количестве параллельно включенных выходных реле более четырех для защиты контактов, коммутирующих обмотки этих реле, от перенапряжения при размыкании параллельно их катушкам устанавливаются диоды типа КД202Р.

Параграф 3. Микропроцессорная техника

70. Применение микропроцессорной техники для реализации подсистемы ТЗ дает преимущества по сравнению с традиционными способами:

1) возможность непрерывного контроля достоверности входных аналоговых и дискретных сигналов с сигнализацией и регистрацией неисправности отдельных датчиков или каналов контроля;

2) повышение достоверности входных сигналов за счет непрерывной диагностики сигналов от нескольких датчиков одного параметра с выявлением неисправного датчика и возможностью изменения при этом алгоритма формирования входного сигнала по данному параметру;

3) возможность наложения запрета на срабатывание или действие ТЗ при обнаружении недостоверности сигнала по параметру, контролируемому данной ТЗ;

4) возможность контроля выдачи команд на исполнительные устройства ТЗ с сигнализацией и регистрацией факта отсутствия команды на данное устройство при срабатывании ТЗ, действующих на это устройство;

5) возможность контроля выполнения команд по факту и во времени;

6) самодиагностика технических средств с сигнализацией и регистрацией отказов, с указанием отказавшего элемента;

7) возможность санкционированного контроля состояния любого датчика или алгоритма с выдачей информации на экран дисплея;

8) возможность санкционированного изменения уставок срабатывания, выдержек времени, состояния ремонтного вывода с рабочего места оператора АСУ ТП с регистрацией внесенных изменений;

9) возможность фиксации времени возникновения всех регистрируемых событий.

При проектировании реализуются эти преимущества.

71. Недостатками применения микропроцессорной техники для реализации подсистемы ТЗ являются:

1) возможность генерации ложных сигналов внутри контроллера;

2) возможность "зависания" контроллера;

3) необходимость при проектировании конкретных объектов разработки детальной технологической структуры АСУ ТП с учетом требований различных подсистем.

Указанные недостатки учитываются и компенсируются при проектировании структуры и связей подсистемы ТЗ.

72. Проектирование подсистемы ТЗ на микропроцессорных средствах заключается в выполнении работ:

1) выбор технических средств, обладающих достаточной надежностью, емкостью, быстродействием, по возможности аналогичных программно-техническим средствам, на которых выполняются другие подсистемы АСУ ТП.

Подсистема ТЗ реализуется разными способами

подсистема ТЗ рассредотачивается по разным контроллерам, в которых реализовывается АСУ ТП, по технологическому принципу (ТЗ котла

в контроллере управления котла, ТЗ турбины - в контроллере управления турбины), подсистема ТЗ реализовывается в отдельных контроллерах, которые образуют микропроцессорные устройства технологических защит (далее - МПУ ТЗ);

2) определение необходимости и способов резервирования элементов подсистемы ТЗ с учетом требуемой надежности и живучести подсистемы ТЗ, надежности выбранных технических средств;

3) составление задания на программирование.

Вид задания согласовывается с разработчиком технических средств. Задание состоит из типовых алгоритмов защит, примеры данных об объеме и технических условий на выполнение ТЗ либо в виде структурных схем технологических защит, либо в табличной форме, либо в виде текстового описания, таблиц входных и выходных сигналов, сигналов, направляемых в РАС, КДЗ, сигналов технологической сигнализации приведены на рисунках 5

9 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям,;

4) выбор способов ввода и обработки сигналов датчиков ТЗ;

5) выбор способов связи подсистемы ТЗ с исполнительными устройствами, системами сигнализации и регистрации, другими подсистемами АСУ ТП.

73. Резервирование датчиков выполняется с учетом:

1) датчики, формирующие условия аварийных ситуаций для ТЗ, относятся к этой подсистеме и их сигналы, согласно, подпункту 3) пункта 85 настоящих Методических указаний, обрабатываются в этой подсистеме с возможностью дальнейшего использования в других подсистемах АСУ ТП. При необходимости сигналы, формирующие условия ввода ТЗ, передаются в МПУ ТЗ из других подсистем по цифровой связи;

2) датчиками подсистемы ТЗ, выполненной на базе МПТ, используются как датчики дискретного сигнала (потенциального или типа "сухой контакт"), так и датчики аналогового нормированного сигнала (0 - 5 мА, 4 - 20 мА, 0 - 10 мВ), натурального сигнала термопар и термометров сопротивления;

3) микропроцессорная техника повышает достоверность формирования входных сигналов за счет

определения исправности каждого датчика, определения исправности линий связи с датчиками, выделения неисправного датчика среди нескольких датчиков одного параметра, возможности изменения алгоритма формирования сигнала по этому параметру, исключение неисправного датчика из рассмотрения.

Эти задачи решаются при применении датчиков с выходным сигналом 4-20 мА и трех датчиков одного параметра. Предпочтительным вариантом контроля параметров для ТЗ на базе МПТ является использование трех датчиков аналогового сигнала 4 - 20 мА. В любом случае количество применяемых датчиков не менее чем количество датчиков, указанных в требованиях подпункта 2) пункта 4 настоящих Методических указаний.

74. Резервирование контроллеров МПУ ТЗ выполняется:

1) для повышения надежности и живучести подсистемы ТЗ применяется резервирование контроллеров, образующих МПУ ТЗ, с тем, чтобы при выходе из строя одного из них подсистема сохранила работоспособность.

Например, два или три контроллера выполняют одинаковую программу, получая одинаковую информацию и выдавая команды на одни и те же ИУ, или все защиты одного из нескольких одноименных механизмов (питательных насосов, дымососов) выполняются в одном контроллере, а защиты второго механизма

в другом.

По мере накопления опыта работы МПУ ТЗ критерии и способы резервирования контроллеров формулируются более четко;

2) способ формирования команды ТЗ на исполнительные устройства при резервировании контроллеров определяется при проектировании, исходя из требований достаточной надежности подсистемы и принятой структуры системы;

3) в случае резервирования контроллеров ввод сигналов всех датчиков осуществляется в каждый контроллер, для чего предусматривается устройство размножения сигнала дискретного или аналогового датчика, используется данный сигнал и в контроллерах других подсистем.

Ввод сигналов резервирующих друг друга датчиков в разные контроллеры и сравнение их по интерфейсным связям не имеет смысла, так как допустимое рассогласование сигналов датчиков в пределах их класса точности больше, чем недопустимое рассогласование сигналов процессоров этих контроллеров вследствие их внутренней погрешности.

75. Связи подсистемы ТЗ с другими подсистемами АСУ ТП организуются:

1) связи подсистемы ТЗ зависят от варианта выполнения подсистемы ТЗ относительно других подсистем АСУ ТП, подсистема ТЗ рассредоточена по разным контроллерам, в каждом из которых находятся и другие подсистемы АСУ ТП, объединенные по технологическому принципу, ТЗ котла

в контроллере управления котла, ТЗ турбины

в контроллере управления турбины, подсистема ТЗ реализована в отдельных контроллерах, которые образуют МПУ ТЗ, согласно рисунку 20 приложения к настоящим Методическим указаниям;

2) связь между элементами подсистемы ТЗ, рассредоточенными по разным контроллерам, а также связь с другими подсистемами АСУ ТП осуществляется через контроллерные сети или по кабелю через УСО контроллеров в зависимости от обеспечиваемых системой характеристик по надежности и быстродействию;

3) задача сбора и обработки входных сигналов для подсистемы ТЗ решается либо в рамках этой подсистемы, если она образует МПУ ТЗ, либо в общей подсистеме сбора и обработки информации, если подсистема ТЗ рассредоточена по разным контроллерам.

При необходимости обработанный в МПУ ТЗ сигнал передается в другие подсистемы в цифровой форме через контроллерные сети или по кабелю через УСО контроллеров.

Для задачи автоматического ввода и вывода защит, реализованных в МПУ ТЗ, допускается использование сигналов, обработанных в других подсистемах и принятых в МПУ ТЗ через контроллерные сети.

76. Связи подсистемы ТЗ с исполнительными устройствами организуются с учетом следующего:

1) связь подсистемы ТЗ с ИУ зависит от того, где организован узел приоритетов данного устройства, решающий, в частности, задачу запрета всех других командных воздействий на это устройство при поступлении на него команды от подсистемы ТЗ, согласно, рисунку 19 приложения к настоящим Методическим указаниям. В узле приоритетов организуется команда на привод ИУ;

2) наибольшая надежность связи обеспечивается при выполнении узла приоритетов в том же контроллере, где выполняются ТЗ, действующие на данное ИУ, но при этом в контроллер вводятся все команды более низких приоритетов, действующие на этот ИУ.

Если подсистема ТЗ рассредоточена по разным контроллерам, это требование выполняется внутри каждой технологической группы, ТЗ и ИУ этой группы располагаются в одном контроллере.

При выполнении ТЗ в МПУ ТЗ в нем выполняются узлы приоритетов всей арматуры с электромагнитным приводом, так как эта арматура сама выполняет защитные функции и имеет минимальное количество управляющих команд.

Узлы приоритетов остальных исполнительных устройств выполняются в рамках подсистемы управления, которая выполняется на МПТ или на традиционных средствах;

3) при выполнении узла приоритетов на МПТ в рамках подсистемы управления АСУ ТП команды ТЗ передаются через контроллерные сети и/или по кабельной связи через УСО в эту подсистему, а для ответственных исполнительных устройств дублируются кабельной связью с выхода МПУ ТЗ на устройство;

4) при выполнении узла приоритетов на традиционных средствах в схеме управления "своего" ИУ команды ТЗ передаются в схему управления каждого устройства.

Глава 7. Требования к предоставлению информации

Параграф 1. Общие требования

77. В оперативном контуре БЩУ организуется светозвуковая аварийная сигнализация срабатывания каждой защиты. При срабатывании ТЗ основного оборудования (блока, котла и турбины) иногда сигнализируется наименование выполняемой программы действия ТЗ.

78. При последовательном срабатывании нескольких ТЗ обеспечивается оперативное и/или неоперативное однозначное определение ТЗ, сработавшей первой.

79. Для ТЗ, имеющих выдержку времени на срабатывание 20 секунд и более, выполняется предупредительная сигнализация о начале отсчета выдержки.

80. Для ТЗ, выполненных по схеме "два из двух" с использованием датчиков, контролирующих одну величину, сигнализируется факт срабатывания одного из двух датчиков подачей аварийного светового сигнала и предупредительных сигналов

группового, светового и звукового. Сигнал отстраивается от возможной неодновременности срабатывания датчиков.

При использовании датчиков, контролирующих разные значения одного параметра - предаварийное и аварийное (например, уровень в ПВД, уровень в демпферном баке) срабатывание только датчика предупредительной сигнализации не является неисправностью и не сигнализируется как неисправность ТЗ, но сигнализируется срабатывание одного датчика, настроенного на аварийную уставку.

81. Для ТЗ, выполненных по схеме "два из трех", сигнализируется факт срабатывания одного датчика - предупредительные световой и звуковой сигналы. Сигнал отстраивается от возможной неодновременности срабатывания датчиков.

82. При срабатывании ТЗ выдается инициативная информация в задачи РАС и КДЗ, если они предусмотрены проектом.

83. В оперативном контуре БЩУ в рамках общей проектной концепции организуется сигнализация положения или состояния ИУ, на которые действуют ТЗ.

84. Дополнительно к сигналам, указанным в пунктах 86

91 настоящих Методических указаний, на блочном щите управления (далее - БЩУ) организуется сигнализация:

1) неисправности электропитания схем ТЗ;

2) состояния устройств режимного ввода ТЗ;

3) неисправности цепей электромагнитов стопорных клапанов турбины;

4) результатов опробования ТЗ при применении специальной системы опробования.

Параграф 2. Выполнение ТЗ на релейной аппаратуре

85. Срабатывание каждой ТЗ сигнализируется загоранием табло с наименованием данной ТЗ и звуковым аварийным сигналом. Для ТЗ, отключающих основное оборудование или снижающих его нагрузку, дополнительно одновременно с табло сработавшей ТЗ загорается табло с наименованием выполняемой программы, если это предусмотрено проектом.

86. Защита, сработавшая первой и явившаяся первопричиной отключения оборудования, определяется по срабатыванию ее указательного реле, контакт которого размыкается только при механическом воздействии персонала. Указательные реле защит, срабатывание которых является следствием останова оборудования, не срабатываются, так как при срабатывании выходных реле данной группы ТЗ с них снимается напряжение. Организация шинки питания указательных реле (EFH), показана на рисунках 14 и 15 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

87. Сигнализация начала отсчета выдержки времени ТЗ выполняется на отдельных табло или на табло данной ТЗ с предупредительным звуковым сигналом.

88. Сигнал срабатывания одного из датчиков защиты при использовании в защите двух или трех датчиков одного параметра организуется:

1) в защите, действующей по схеме "два из трех", согласно, рисунку 15 приложения к настоящим Методическим указаниям, срабатывание одного из трех датчиков не приводит к отказу защиты и свидетельствует о неисправности в ее цепях. В этом случае включается предупредительный сигнал от контактов реле KLH. Сигнал выполняется с выдержкой времени, обеспечивающей отстройку от разновременного правильного срабатывания датчиков защиты. Сигнал выполняется групповым. В этом случае организуется центральная выдержка времени в схеме сигнализации;

2) в защите, построенной по схеме "два из двух", срабатывание одного из двух датчиков является как следствием ложного срабатывания этого датчика, т.е. неисправности в цепях защиты, так и следствием несрабатывания второго датчика, т.е. появлением аварийной ситуации;

3) сигнализация для схемы "два из двух" организуется следующим образом

включается аварийное табло данной защиты и групповое табло "Сработал один из двух датчиков защиты";

4) оператор по другой оперативной информации оценивает ситуацию на оборудовании и принимает соответствующие меры;

5) схема организации такой сигнализации приведена на рисунке 21 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. При выполнении схемы сигнализации учитывается, при правильной работе схемы срабатывание обоих датчиков происходит неодновременно. Разновременность работы датчиков не приводит к включению сигнала неисправности. Для этого предусматривается групповое реле времени KLT с выдержкой времени до 20 секунд. Если по истечении заданной выдержки времени второй датчик защиты не сработает, включаются промежуточные реле 1KLTH1, 1KLTH2 и затем реле 2KLTH. Последнее включает групповое табло "Сработал один из двух датчиков защиты";

6) реле типа 1KLTH1, 1KLTH2 включается аварийное табло той защиты, один из датчиков которой сработал, и реле сигнализации типа KLH1 (KLH...), которое встает на самоудерживание и размыкающим контактом отключает реле времени типа KLT. Таким образом KLT оказывается готовым к приему нового сигнала;

7) реле включения группового сигнала типа 2KLTH остается включенным через цепь самоудерживания и контакты реле типа KLH1 (KLH) и держит включенным групповое табло до устранения неисправности датчика.

89. В оперативном контуре предусматривается сигнализация потери напряжения постоянного или переменного тока в цепях ТЗ и сигнал потери напряжения на датчиках ТЗ.

90. Световая сигнализация состояния устройств автоматического ввода и положения переключателей режимного ввода ТЗ выполняется любым понятным персоналу способом - на табло, лампочках, светодиодах - отдельно для каждого устройства ввода. Состояние ремонтного вывода специальными средствами не сигнализируется.

Параграф 3. Выполнение ТЗ на УКТЗ

91. Сигнализация срабатывания ТЗ и определение первопричины отключения оборудования на УКТЗ организуется с помощью световых табло так же, как и в релейных схемах, согласно, пунктам 95 и 96 настоящих Методических указаний. Сигнал о срабатывании ТЗ формируется контактом реле-повторителя указательного реле типа КН1 в блоке БЗ. Факт срабатывания одного из двух датчиков сигнализируется контактом указательного реле типа КН2 в блоке БЗ-2М.

Табло выполняемой программы включается контактом группового указательного реле.

92. На лицевых панелях блоков БЗ устанавливаются светодиоды, сигнализирующие срабатывание каждого датчика защиты и самой защиты.

93. Сигнализация срабатывания одного из трех датчиков защиты организуется по тому же принципу, что и на реле с групповым табло и централизованной выдержкой времени, согласно пункту 98 настоящих Методических указаний.

94. Для формирования сигнала на групповое табло "Сработал один из двух датчиков защиты" и централизованной выдержки времени для отстройки от неодновременной работы датчиков предусмотрен специальный блок типа БС. Для всех ТЗ предусматривается один БС, который устанавливается в шкафу общеблочных ТЗ и включается в схему общеблочных ТЗ.

Принцип организации сигнализации на БС показан на рисунке 22 согласно приложению к настоящих Методическим указаниям.

При срабатывании одного входного реле в блоке БЗ-2М, если другое не сработало, срабатывается реле KLH1 в этом блоке и подается напряжение на шинки сигнализации срабатывания одного прибора типа EFN2 и EFN3, при этом запускается устройство счета времени типа AT1 в БС.

Если до истечения заданной выдержки времени второе входное реле в БЗ-2М не сработало и напряжение с шинки типа EFN2 не отключилось, срабатывается устройство счета времени и реле типа KLT1 в БС. При этом реле типа KLT1 включает реле типа KLH1, контактом которого включается групповой сигнал "Сработал один из двух датчиков защиты". Кроме того, от контакта реле типа KLH1 с небольшой задержкой срабатывается реле KL2, контактом которого включается реле типа KL1. Контакты реле типа KL1 задействуются для организации шинки типа EFN1 в каждом шкафу УКТЗ, в котором устанавливаются блоки типа БЗ-2М. Если количество контактов типа KL1 меньше, чем количество шкафов, один из контактов размножается в блоке размножения.

При подаче напряжения на шинки типа EFN1 во всех шкафах в том БЗ-2М, где сработало реле типа KLH1, срабатывает реле типа KLH2, фиксирующее неисправность данной ТЗ. При этом загорается табло данной ТЗ, снимается напряжение с шинки типа EFN2 и отпадает реле типа KLT1 в БС.

95. Для организации информации при опробовании ТЗ в оперативном контуре предусматривается:

1) групповое табло "Отмена опробования" при срабатывании не опробуемой защиты;

2) табло "Нарушение режима опробования" при задержке на 10 минут опробования одной ТЗ.

96. В оперативном контуре организуются групповые табло, сигнализирующие возникновение неисправностей электропитания схем:

1) табло "Неисправность питания ТЗ"

при исчезновении постоянного тока напряжением 220 В на одном из вводов вводного шкафа питания или при отклонении напряжения 24 В постоянного тока за любым из источников питания любого шкафа УКТЗ на 10 % номинального;

2) табло "Земля в цепях питания ТЗ"

при появлении "земли" в цепях 24 В любого шкафа УКТЗ.

Параграф 4. Выполнение ТЗ на микропроцессорной технике

97. Микропроцессорное устройство, реализующее подсистему ТЗ обеспечивает выдачу в оперативный контур управления следующей информации:

1) при срабатывании ТЗ

наименование сработавших защит, наименование выполняемой программы (необходимость уточняется при проектировании);

2) по факту появления информации

начало работы защиты с большой выдержкой времени, срабатывание одного из нескольких дискретных датчиков или отказ любого из аналоговых датчиков одного параметра (с выдержкой времени до 1,5 секунды), автоматический ввод и/или вывод ТЗ, изменение состояния ремонтного вывода, повреждение канала связи, повреждение МПУ ТЗ, начало и окончание опробования ТЗ;

3) по санкционированному запросу

состояние устройства автоматического ввода, состояние ремонтного вывода защиты - перечень защит, выведенных "на сигнал".

98. В неоперативном контуре управления на рабочем месте начальника смены цеха АСУ ТП представляется следующая информация:

1) при срабатывании ТЗ

наименование защиты, сработавшей первой, и всех сработавших защит, наименование выполняемой программы;

2) по факту появления информации

срабатывание одного из нескольких дискретных датчиков или отказ любого из аналоговых датчиков одного параметра (с выдержкой времени до 1,5 секунды), автоматический ввод и вывод ТЗ, изменение состояния ремонтного вывода, повреждение канала связи, повреждение МПУ ТЗ, результаты опробования ТЗ;

3) по санкционированному запросу

состояние устройства автоматического ввода, состояние ремонтного вывода защиты, выдержка времени, реализованная для данной защиты, уставка срабатывания, реализованная для данной защиты в натуральных единицах измерения, тип повреждения МГТУ ТЗ с расшифровкой номера отказавшего модуля.

99. Микропроцессорное устройство, реализующее подсистему ТЗ фиксируется в собственном архиве с выводом на печатающее устройство или передается в подсистему регистрации следующую информацию о работе и состоянии МПУ ТЗ с указанием времени возникновения события или времени поступления запроса:

1) срабатывание защиты или нескольких защит;

2) автоматический ввод и вывод ТЗ;

3) изменение состояния ремонтного вывода;

4) перевод МПУ ТЗ или отдельных защит в режим опробования, результаты опробования;

5) повреждение МПУ ТЗ, канала связи с датчиком или исполнительным устройством, исполнительного устройства или датчика;

6) перечень защит, выведенных из работы ремонтным выводом;

7) перечень уставок срабатывания для всех каналов с аналоговыми датчиками;

8) перечень выдержек времени всех защит;

9) выполнение программы ТЗ.

При выполнении подсистемы ТЗ в составе общей АСУ ТП информация для регистрации передается в общую подсистему регистрации АСУ ТП.

Глава 9. Организация схем опробования ТЗ

Параграф 1. Общие требования

100. Схемы ТЗ осуществляется техобслуживание ТЗ путем их периодического опробования как на остановленном, так и на действующем оборудовании. На остановленном оборудовании ТЗ опробуются как с действием на исполнительные устройства, так и с действием только "на сигнал". На действующем оборудовании ТЗ опробуются только "на сигнал".

101. Опробование ТЗ на остановленном оборудовании проводится таким образом, чтобы охватить больше элементов, включая датчики.

102. Опробование ТЗ на действующем оборудовании проводится путем имитации признака аварийной ситуации на датчике, или подачей дискретного сигнала на вход схемы ТЗ от датчика или от специального имитирующего устройства.

103. Опробование ТЗ включает в себя опробование световой аварийной сигнализации.

Параграф 2. Выполнение ТЗ на релейной аппаратуре

104. Для опробования ТЗ в полном объеме на остановленном оборудовании никаких специальных устройств не предусматривается.

105. При опробовании ТЗ "на сигнал" устройство ремонтного вывода переводится в положение "Отключено".

Организация схемы опробования ТЗ "на сигнал" в электрической схеме включения выходных реле останова котла, показана на рисунке 16 согласно приложению к настоящим Методических указаний. При появлении дискретного сигнала от датчика ТЗ срабатывается ее указательное реле, согласно, рисункам 14 и 15 приложения к настоящим Методическим указаниям, и проверяется ее табло. Цепь выходного контакта ТЗ и срабатывание выходных реле программы при этом не контролируется. Выходной контакт ТЗ контролируется косвенно, так как контактом того же реле включается указательное реле.

106. Схема опробования одного из двух электромагнитов отключения турбины при двухканальной схеме защит, согласно параграфу 7 главы 4 настоящих Методических указаний, представлена на рисунке 23 согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. При переводе возвратного ключа типа SAG1 в положение "Опробование YА1" реле типа KLC1 включает электромагнит золотника испытания типа YAS1, который блокирует воздействие YА1 на маслосистему управления турбиной.

После включения YАS1 при нажатом ключе типа SAG1 срабатывается реле КLС2, контактами которого:

1) рвется цепь включения реле типа KCTS2, включающего второй электромагнит отключения турбины (YА2);

2) включается реле типа КСТS1 включения электромагнита типа YА1;

3) включается реле выдержки времени типа КТ1.

При успешном включении YА1 уменьшается давление в линии защиты, в результате чего включается реле типа KQ1 и появляется сигнал "Снижение давления в линии защиты при испытании", одновременно подается команда на реле типа KLZ1, снимающее напряжение с электромагнита типа YА1, а также включается цепь самоудерживания реле типа KLC1.

Для окончания опробования ключ типа SAG1 переводится в нейтральное положение. После восстановления давления в линии защиты реле типа KQ1 возвращается в исходное состояние, что приводит к снятию команды с электромагнита типа YASI. Золотник испытания также возвращается в исходное состояние.

При отказе электромагнита типа YА1 срабатывается реле типа КТ1, подается сигнал "Неисправность электромагнита отключения турбины" и контактами реле типа KLZ1 снимается напряжение с электромагнита типа YА1.

Параграф 3. Выполнение ТЗ на УКТЗ

107. В номенклатуру блоков УКТЗ входит блок типа БО, позволяющий проверить исправность блоков, в которых реализован алгоритм ТЗ, как на работающем, так и на остановленном оборудовании, проверяется исправность цепей аварийной технологической сигнализации, выполненной на табло типа ТСС. При этом проверяется аппаратура блоков и их разъемы до выходных реле и устройства сигнализации без контроля исправности звукового сигнала.

108. Дискретный сигнал на вход опробуемого блока подается от датчика ТЗ, или от специального реле опробования, шунтирующего контакт датчика.

109. Режимы опробования ТЗ или ее элементов:

1) от контакта датчика до исполнительного устройства

без применения системы опробования;

2) от контакта датчика "на сигнал" с устройством ремонтного вывода в положении "Сигнал"

без применения системы опробования;

3) от контакта одного из нескольких датчиков до входного реле в БЗ-2М или в БЗ-3М - без применения системы опробования;

4) от контакта датчика до цепей выходных реле с устройством ремонтного вывода в положении "Отключение"

с применением системы опробования при положении "Внешнее опробование" переключателя SAC1, согласно рисунку 24 приложения к настоящим Методическим указаниям;

5) от контактов реле опробования до исполнительного устройства с устройством ремонтного вывода в положении "Отключение"

с применением системы опробования при положении "Отключено" переключателя SAC1;

6) от контактов реле опробования до цепей выходных реле с устройством ремонтного вывода в положении "Отключение"

с применением системы опробования при положении "Опробование" переключателя SАС1.

110. Для опробования ТЗ от контактов реле опробования в каждом шкафу УКТЗ устанавливается свой БО, с помощью которого опробуются все ТЗ, реализованные на блоках данного шкафа.

Если ТЗ, реализованные в одном шкафу, имеют разные автоматы питания, они разбиваются на группы, каждая из которых опробуется отдельно. В каждую группу входят до пяти групп параллельно включенных выходных реле, реализующих одну программу действия. Параллельно каждой группе выходных реле ТЗ подключается выходное реле опробования КS. Если схема ТЗ имеет больше пяти программ действия, организуется несколько, но не более 3 групп опробования, например, для схемы ТЗ турбины организуется группа собственно ТЗ турбины и группа технологических ТЗ генератора.

111. Выбор опробуемой группы ТЗ осуществляется переключателем типа SАС2, который подключается к БО цепи выбранной группы ТЗ. Команда на начало опробования подается переключателем типа SАС1, согласно, рисунку 24 приложения к настоящим Методическим указаниям.

При этом контактом реле типа KS1 отключается напряжение 24 В постоянного тока с шинки типа EFS питания выходных реле защит. После подтверждения обесточения шинки типа EFS на нее подается пониженное напряжение 6 В постоянного тока контактом реле типа KSV1, которое другим контактом подает напряжение 24 В с шинки типа EF3 на шинку типа ES опробования ТЗ данной группы.

Опробование каждой ТЗ производится путем нажатия кнопки 5В2 в соответствующем БЗ. При этом реле опробования в этом блоке (типа КS) шунтирует контакт датчика, срабатывается вся аппаратура в БЗ, срабатывается реле контроля опробования данной программы типа КSА, срабатывается схема опробования табло.

При успешном опробовании на БЗ и БО загораются светодиоды, сигнализирующие исправность цепей защиты и аварийной сигнализации.

Подключение одного табло типа ТСС-66М к аппаратуре в БО, показано на рисунке 24 (лист 6) согласно приложению к настоящим Методическим указаниям. В схеме сигнализации предусматриваются реле типа KL1 и KL2, которые в режиме опробования отключают шинку съема мигания типа EPDT и шинку звуковой аварийной сигнализации типа ЕНРТ. При опробовании ТЗ ее указательное реле типа КН1 подает напряжение на шинку типа ЕНРТF и в БО срабатывается реле типа KLH2. После срабатывания реле типа К1 в табло его лампы подключаются к шинке мигания. Размыкающим контактом реле типа KLH2 отключается реле типа KLH3, после чего включается реле типа KLH1, которое подает напряжение на шинку типа EPDTF. Вследствие этого срабатывает реле типа К2 в табло, переводит лампы на ровное свечение и отключает реле типа К1, что вызывает отключение реле типа KLH2. Отключенное состояние типа KLH2 при включенном типа KLH1 свидетельствует об исправности аппаратуры табло, что и фиксируется реле контроля исправности цепей сигнализации типа КSН1 в БО.

Опробование данной защиты заканчивается нажатием на кнопку съема опробования типа SB1 в БО. При этом разбирается схема опробования данного БЗ и соответствующего табло.

112. При срабатывании неопробуемой ТЗ подается напряжение на шинку отмены опробования типа (ESD). При этом срабатывает реле отмены опробования типа KST1 в БО. Контакты реле типа KST1 всех блоков БО задействованы на включение центральных реле отмены опробования типа КSТ1 KST3 в схеме общеблочных защит. Контактами этих реле отключается питание всех БО. При этом восстанавливается рабочее состояние всех схем ТЗ и аварийной сигнализации.

Для повышения надежности схемы отмены опробования команда на включение этих реле подается не только от указательного реле сработавшей ТЗ через реле отмены опробования типа (KST) в соответствующем БО, но и от выходных реле, на которые подает команду сработавшая ТЗ. Кроме того, центральные реле отмены опробования включаются при ручном останове котла или турбины.

113. Для опробования ТЗ, имеющих автоматический ввод, при отсутствии условий ввода в БВЗ предусмотрены кнопки ручного ввода и вывода ТЗ.

114. В оперативном контуре предусмотрены:

1) групповое табло "Отмена опробования" при срабатывании не опробуемой защиты;

2) табло "Нарушение режима опробования" при задержке на 10 минут опробования одной ТЗ.

Параграф 4. Выполнение ТЗ на микропроцессорной технике

115. Микропроцессорные устройства отличаются от других технических средств наличием непрерывной самодиагностики и диагностики исправности и достоверности входных сигналов и выходных команд. Опробование ТЗ, выполненных на МПТ, производится реже и в другом сокращенном объеме по сравнению с ТЗ, выполненными на традиционных средствах.

До выхода специальных нормативно-технических документов, регламентирующих опробование ТЗ на МПТ, выполняется опробование без применения специальных устройств или программ опробования. Опробование ТЗ проводится имитацией признака аварийной ситуации на датчике при введенном или выведенном устройстве ремонтного вывода.

Глава 10. Размещение элементов схем ТЗ

116. Элементы схем ТЗ размещаются в панелях и шкафах по технологическому принципу. Например, ТЗ котла, ТЗ пароводяного тракта, ТЗ турбины, ТЗ блока, локальные ТЗ котла и так далее.

117. Разные датчики одного параметра, участвующие в ТЗ, размещаются на разных стендах и их сигналы передаются по разным кабелям.

118. При двухканальном выполнении ТЗ элементы схем разных каналов размещаются в разных панелях.

119. Переключатели, участвующие в схемах ТЗ, и ключи отключения оборудования размещаются на пультах управления соответствующим оборудованием в дальнем от оператора ряду аппаратуры.

120. Автоматы питания и устройства контроля напряжения устанавливаются в панелях и шкафах, где располагается питаемая аппаратура, или в специальных шкафах питания.

121. При размещении элементов схем ТЗ в общих панелях с элементами схем других подсистем для них выделяется часть ряда зажимов с ясной отличительной маркировкой.

Глава 11. Требования к организации электропитания схем ТЗ

122. Электропитание схем ТЗ многократно резервируется и не пропадает полностью при исчезновении напряжения собственных нужд ТЭС.

123. Электропитание датчиков, участвующих в схемах ТЗ, и основных исполнительных устройств ТЗ имеет высокую надежность такую же, как для электрических схем ТЗ.

124. При исчезновении напряжения собственных нужд ТЭС обеспечивается аварийный останов оборудования - отключение подачи топлива в котел, закрытие стопорных клапанов и клапанов на линиях отбора турбины, включение в работу аварийных маслонасосов смазки турбоагрегата и уплотнений вала генератора, срабатывание (при необходимости) предохранительных клапанов на свежем паре котла. С этой целью соответствующие ИУ выполняются с электропитанием на постоянном токе.

Команда на останов оборудования при исчезновении напряжения собственных нужд организуется либо дистанционно от специальной кнопки в оперативном контуре, либо автоматически по факту потери напряжения.

125. Технологические защиты не срабатываются ложно при кратковременном (на время АВР) исчезновении напряжения собственных нужд или при самозапуске электродвигателей собственных нужд.

126. Контролируется наличие напряжения питания всех элементов системы ТЗ с сигнализацией в оперативном контуре отклонения напряжения за допустимые пределы.

127. Электропитание разных датчиков одного параметра выполняется от разных вводов питания. При двухканальном выполнении ТЗ электропитание датчиков и аппаратуры, относящихся к разным каналам, выполняется от разных вводов питания.

128. Требования к электропитанию ТЗ, выполненных на релейной аппаратуре:

1) электропитание схем ТЗ осуществляется напряжением 220 В постоянного тока от блочной аккумуляторной батареи. Ввод напряжения питания на панели защит выполняется от двух независимых секций с ручным переключением питающего ввода и контролем напряжения за переключателем;

2) в случае отсутствия аккумуляторной батареи (например, в котельных, расположенных отдельно или вдали от аккумуляторной батареи) схемы защит получают питание напряжением 220 В переменного тока. Отсекающие клапаны на линии подвода газа и мазута к котлу, выполняющие защитные функции, закрываются дистанционно путем подачи на электромагнит защелки клапана напряжения 220 В постоянного тока от батареи конденсаторов, предварительно заряженных через специальный блок выпрямления и заряда.

Для электромагнита каждого отсечного клапана (газового и мазутного) предусматривается отдельная батарея конденсаторов, на каждый котел - индивидуальный блок заряда.

При появлении любой команды на закрытие клапана электромагнит защелки ставится под напряжение разряда батареи конденсаторов. При потере напряжения переменного тока реле контроля напряжения с задержкой около 2 секунд (для отстройки от АВР питающего напряжения) замыкающим контактом подает команду на закрытие клапана. Запасенной энергии конденсаторов достаточно для срабатывания электромагнита защелки, в результате чего закрывается отсечной клапан на газе и котел останавливается;

3) каждая группа ТЗ получает питание от отдельного автомата питания с контролем наличия напряжения за ним. В оперативном контуре организуется групповое табло "Нет питания схем ТЗ", которое загорается при понижении напряжения питания любой группы ТЗ до нижнего допустимого предела (187 В);

4) для облегчения поиска "земли" в цепях постоянного тока, относящихся к ТЗ, вывод из панели ТЗ к панелям или датчикам, расположенным в другом помещении организовывается через испытательный зажим.

129. Требования к электропитанию ТЗ, выполненных на УКТЗ:

1) основным напряжением питания малогабаритных реле, на базе которых выполнены УКТЗ, является напряжение 24 В постоянного тока.

Для питания реле в каждом шкафу защит устанавливаются два вторичных источника питания 24/10, преобразующие напряжение 220 В переменного тока в 24 В постоянного тока. Один из источников питания является рабочим, другой - резервным.

В каждом шкафу защит устанавливается блок контроля питания (далее

БКП), который обеспечивает контроль наличия напряжения 24 В постоянного тока на шинах и отклонения его за допустимые пределы, а также контроль появления "земли" в цепях 24 В постоянного тока.

Два блока образуют кассету питания схемы защит;

2) электропитание контактов датчиков выполняется как на напряжении 24 В, так и на напряжении 220 В постоянного тока, согласно параграфу 2 главы 8 настоящих Методических указаний;

3) для обеспечения необходимых уровней напряжения в шкафах защит предусматривается вводной шкаф питания, входящий в комплект УКТЗ. Вводной шкаф имеет стандартное исполнение и рассчитан на подсоединение до 11 шкафов защит.

130. К вводному шкафу питания подводятся:

1) два независимых ввода от щита постоянного тока 220 В;

2) два независимых ввода переменного напряжения 380 В;

3) переменное напряжение 380 В от аварийного источника питания - автомат бесперебойного питания (далее

АБП).

АБП обеспечивает питание шкафов защит при потере напряжения собственных нужд путем преобразования напряжения 220 В постоянного тока блочной аккумуляторной батареи в напряжение 380 или 220 В переменного тока.

В случае использования АБП с трехфазным выходным напряжением резервные блоки питания в шкафах защит подключаются таким образом, чтобы все три фазы АБП были загружены равномерно.

Автомат бесперебойного питания в комплект УКТЗ не входит и заказывается отдельно.

Во вводном шкафу питания обеспечивается АВР вводов 380 В переменного тока и вводов 220 В постоянного тока а также предусмотрен источник питания 6 В постоянного тока для организации цепей опробования.

Во вводном шкафу питания установлено устройство контроля изоляции, которое специальным переключателем подключается к цепям 24 В любого шкафа вместо блока контроля питания этого шкафа.

131. Требования к электропитанию ТЗ, выполненных на базе МПТ:

1) электроснабжение МПУ ТЗ обеспечивается

основное

через АВР от двух независимых вводов сети переменного тока напряжением 380/220 В частоты 50 Гц, резервное

от двух независимых вводов постоянного тока напряжением 220 В, инвертированным через АБП.

Количество АБП, их загрузка и подключение определяются при проектировании;

2) работоспособность устройств обеспечивается при наличии напряжения заданного качества хотя бы на одном из вводов;

3) при АВР питающего напряжения переменного тока с потерей напряжения на время до 1,0 с не возникает ложных срабатываний защит и потери информации в памяти МПУ ТЗ;

4) при полном исчезновении питания или отклонении его за заданные пределы (плюс 10 %

15 %) на время более 1,0 секунды МПУ ТЗ отключается с выдачей сигнала об отключении или (по заказу) с выдачей сигнала на останов оборудования. Повторное включение МПУ ТЗ будет санкционированным. При подаче напряжения питания или появлении его после перерыва не формируются ложные выходные команды контроллера.

Приложение к Методическим указаниям по выполнению технологической защиты теплоэнергетического оборудования на тепловых электростанциях

Рисунок 1. Классификация защит по направлению действия.

Рисунок 2. Классификация защит по количеству датчиков и структуре.

Рисунок 3. Классификация защит по виду команды.

Рисунок 4. Классификация защит по техническим средствам.

Рисунок 5. Алгоритм формирования признака возникновения аварийной ситуации от датчиков дискретного сигнала.

Рисунок 6. Алгоритм обработки аналоговых сигналов датчиков одного параметра.

Рисунок 7. Алгоритм формирования условий срабатывания ТЗ.

Рисунок 8. Алгоритм формирования признака автоматического ввода ТЗ.

Рисунок 9. Алгоритм программы действия ТЗ.

Рисунок 10. Алгоритм организации двухканальной схемы защит.

Рисунок 11. Алгоритм АВР двух насосов с общим переключателем
и контролем давления в напорной магистрали.

Рисунок 12. Алгоритм АВР двух насосов с индивидуальными переключателями и контролем давления до обратного клапана каждого насоса.

Рисунок 13. Электрическая схема общеблочных защит (2 листа):

	СК - стопорные клапаны закрыты;
	СК - стопорные клапаны открыты

Рисунок 13. (Лист 2)

Рисунок 14. Электрическая схема защиты по схеме "два из двух".

Рисунок 15. Электрическая схема защиты по схеме "два из трех".

Рисунок 16. Электрическая схема включения выходных реле останова котла.

Рисунок 17. Электрическая схема управления электромагнитами
стопорных клапанов турбины.

Рисунок 18. Структурная схема организации защиты на блоках УКТЗ.

Рисунок 19. Электрическая схема ТЗ турбины на УКТЗ (5 листов).

Рисунок 19. (лист 2)

Рисунок 19. (лист 3)

Рисунок 19. (лист 4)

Рисунок 19. (лист 5)

Рисунок 20. Связи подсистемы ТЗ с другими для разных вариантов ее выполнения на МПТ.

Рисунок 21. Электрическая схема организации сигнала
"Сработал один из двух датчиков защиты" на реле (2 листа).

Рисунок 21. (лист 2)

Рисунок 22. Электрическая схема организации сигнала
"Сработал один из двух датчиков защиты" на УКТЗ (2 листа).

Рисунок 22. (лист 2)

Рисунок 23. Организация электрической схемы опробования электромагнита отключения турбины при двухканальной схеме защит (3 листа).

Примечания: 1 Контроль исправности цепей управления YА1 на схеме не показан. 2. Для YА2 и YA.S2 схема выполняется аналогично.

Рисунок 23. (лист 2)

Рисунок 23. (лист 3)

Рисунок 24. Организация электрической схемы опробования ТЗ на УКТЗ (7 листов).

Рисунок 24. (лист 2)

Рисунок 24. (лист 3)

Рисунок 24. (лист 4)

Рисунок 24. (лист 5)

Рисунок 24. (лист 6)

Рисунок 24. (лист 7)

Приложение 42 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

Методические указания по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций (далее

Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначены для подготовки к включению автоматических систем регулирования (далее

АСР) и определение методов по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций (далее

ТЭС).

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) регулятор (управляющее устройство)

в теории управления устройство, которое следит за состоянием объекта управления как системы и вырабатывает для нее управляющие сигналы.

Примечание: Регуляторы следят за изменением некоторых параметров объекта управления (непосредственно, либо с помощью наблюдателей) и реагируют на их изменение с помощью некоторых алгоритмов управления в соответствии с заданным качеством управления;

2) регулирующая арматура

вид трубопроводной арматуры, предназначенный для регулирования параметров рабочей среды.

Примечание: В понятие регулирования параметров входит регулирование расхода среды, поддержания давления среды в заданных пределах, смешивание различных сред в необходимых пропорциях, поддержание заданного уровня жидкости в сосудах и некоторые другие. Выполнение всех своих функций регулирующая арматура осуществляет за счет изменения расхода среды через свое проходное сечение;

3) измерительный преобразователь

техническое средство с нормируемыми метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации и передачи, но непосредственно не воспринимаемый оператором.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. В настоящих Методических указаниях приводится подготовка к включению и методы наладки регуляторов давления и уровня турбинного оборудования ТЭС, согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

4. В настоящих Методических указаниях рассматриваются регуляторы собственно турбины (давления пара на уплотнения, уровня в конденсаторе) и системы регенерации (уровня в подогревателях низкого давления (далее ПНД), подогревателях высокого давления (далее ПВД), деаэраторе, давления в деаэраторе).

Глава 2. Особенности автоматизируемого оборудования и схем автоматизации

Параграф. 1 Регулирование подачи пара на уплотнения вала турбины

5. Концевыми лабиринтовыми уплотнениями предотвращается подсос воздуха в турбину и утечки из турбины, согласно рисунку 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

На концевые уплотнения цилиндра низкого давления (далее

ЦНД) и задние уплотнения цилиндра среднего давления (далее

ЦСД), пар с небольшим избыточным давлением подается во всех режимах работы турбины, на концевые уплотнения цилиндра высокого давления (далее

ЦВД) и передние уплотнения ЦСД

только при пуске, холостом ходе и малой нагрузке, когда давление в ступенях высокого давления меньше атмосферного, в дальнейшем эти уплотнения работают по принципу самоуплотнения и для поддержания в камерах уплотнений давления организовывается отвод пара из них. Пар, проходящий через уплотнения из цилиндров, направляется в камеры соответствующих отборов турбины и в охладитель пара уплотнений, включенный в схему регенерации турбины.

6. Схемой регулирования подачи пара на уплотнения обеспечивается поддержание давления в камерах уплотнений на заданном значении во всех режимах работы турбины, так как при понижении давления возможен подсос воздуха в части цилиндров, находящихся под вакуумом, повышение давления приводит к обводнению масла в подшипниках турбин и парению из уплотнений. Для решения этих задач используется технологическая схема уплотнений с раздельным регулированием давления пара в уплотнениях частей низкого и высокого давления турбины с выделением, согласно рисунку 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям, коллекторов низкого давления (далее

КНД) и высокого давления (далее

КВД).

7. При пуске турбины из холодного состояния в КНД подается пар от общестанционного коллектора собственных нужд (далее - КСН), КВД соединяется с КНД, пар подается на все уплотнения турбины и регулятором давления типа РД-1 поддерживается давление в коллекторах (в камерах уплотнений) на заданном значении, воздействуя на клапан типа РК-1 подвода пара к КНД. В этом режиме сбрасывается избыток пара из КВД через клапан типа РК-2 в ПНД № 2.

8. При переходе уплотнений ЦВД и ЦСД (переднего) в режим самоуплотнения (для энергоблоков мощностью 300 мегаватт (далее

МВт) на нагрузке 150 МВт) КВД отключается от КНД и производится независимое регулирование давления пара в коллекторах:

1) регулятором типа РД-1 поддерживается давление в КНД, воздействуя на клапан типа РК-1 подвода к нему пара;

2) регулятором типа РД-2 поддерживается давление в КВД, сбрасывая избыток пара в ПНД № 2, и КВД в этом режиме становится отсосным коллектором. По мере набора нагрузки КНД подключается к деаэратору.

9. При пуске турбины из горячего состояния КНД и КВД изолированы один от другого, к КНД подводится пар от деаэратора, а к КВД

от КСН после электронагревателей, где он перегревается до температуры 300

400 градус Цельсия (далее -

С). Давление в коллекторах поддерживается независимо регуляторами типа РД-1 и РД-2.

10. На некоторых ТЭС схема уплотнений имеется только один коллектор и соответственно один регулятор давления. В этом случае распределение расхода пара по уплотнениям производится в процессе пусконаладочных работ с помощью настроечных вентилей на линии подачи пара к каждому уплотнению.

11. Объект регулирования давления пара на уплотнения обладает самовыравниванием, упрощается его автоматизация.

12. Регуляторами поддерживается давление в коллекторах уплотнений на уровне 0,115

0,120 мегапаскаль (далее

МПа) (1,15

1,20 килограмм силы/квадратный сантиметр (далее - кгс/см²), обеспечивая давление в камерах уплотнений 0,103

0,105 МПа (1,03

1,05 кгс/см²). Давление измеряется непосредственно за регулирующими клапанами или в коллекторах уплотнений.

Параграф 2. Регулирование уровня в регенеративных
подогревателях, конденсаторе турбины и деаэраторе

13. Схема конденсационно-регенеративной установки турбины К-300-240-3, предназначенной для конденсации пара, отработавшего в турбине, регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды, деаэрации, приведена на рисунке 2 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

В установку входят ПНД, ПВД, деаэратор, а также вспомогательные теплообменники (охладитель пара уплотнений, охладители выпара). Все теплообменники системы регенерации поверхностного типа, за исключением деаэратора и ПНД № 2. Конденсатными насосами 1-й ступени перекачивается основной конденсат турбины через блочную обессоливающую установку (далее - БОУ), охладитель пара уплотнений и ПНД № 1 в ПНД № 2 смешивающего типа, откуда он конденсатными насосами 2-й ступени через ПНД № 3 и 4 и охладители выпара деаэратора направляется в деаэратор 0,7 МПа (7 кгс/см²). Из деаэратора вода подается питательными насосами (далее - ПЭН) в котел через ПВД № 6-8. Потери конденсата в цикле энергоблока восполняются добавкой обессоленной воды в конденсатор.

14. Для предотвращения срыва конденсатных насосов вследствие снижения расхода основного конденсата по тракту системы регенерации при закрытии соответствующих регулирующих клапанов регуляторов уровня в конденсаторе и в ПНД № 2 до 30

40 % хода автоматически открываются задвижки на линиях рециркуляции конденсатных насосов. Открытие задвижек не влияет на положение уровня в конденсаторе и в ПНД № 2, который определяется только расходом конденсата через регулирующие клапаны.

15. Конденсат греющего пара каскадно сливается из подогревателя с более высоким давлением в подогреватель с более низким давлением. Весь конденсат, образующийся в ПВД, при номинальной нагрузке турбины сливается в деаэратор. При понижении нагрузки турбины до 60 % номинальной перепад давлений между ПВД № 6 и деаэратором оказывается недостаточным для слива конденсата греющего пара в деаэратор, в этом режиме конденсат из ПВД № 6 автоматически направляется в ПНД № 4, а из ПВД № 7 (при достаточном давлении в нем)

в деаэратор. Конденсат греющего пара, образующийся в ПНД № 3 и 4, сливается из ПНД № 3 на сторону всасывания конденсатных насосов 2-й ступени. Конденсат греющего пара, образующийся в охладителе пара уплотнений и в ПНД № 1, сливается в конденсатор; туда же сливается основной конденсат при переполнении ПНД № 2. Конденсат из охладителей выпара направляется в расширитель дренажного бака.

16. Схемы систем регенерации турбин других типов отличаются от схемы автоматического регулирования конденсационно-регенеративной установки турбины К-300-240-3, согласно рисунку рисунку 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям, наличием дополнительных теплообменников (сальниковых подогревателей для турбины 800 МВт или большим их количеством (пять ПНД для турбин 500 МВт), количеством групп конденсатных насосов (три группы для турбины 800 МВт), другими

схемами переключений конденсата, греющего пара при снижении нагрузки турбины.

17. Все теплообменники системы регенерации, кроме ПНД № 1 и охладителя пара уплотнений, оснащены регуляторами уровня согласно рисунку 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

Конденсатор турбины оснащен двумя регуляторами уровня. При пуске турбины при пониженном вакууме в конденсаторе для предотвращения повреждения фильтров БОУ горячим конденсатом предусматривается возможность поддержания заданного значения уровня конденсата в конденсатосборнике путем сброса части конденсата помимо БОУ в циркуляционный водовод или в бак запаса грязного конденсата.

18. В схемах ряда энергоблоков ТЭС (500 - 800 МВт) для вывода излишней воды из цикла и поддержания уровня в деаэраторе за КЭН-1 предусматривается регулятор, сбрасывающий конденсат в циркуляционный водовод или в бак запаса грязного конденсата.

При повышении температуры конденсата перед БОУ имеется блокировка, отключающая БОУ и пропускающая конденсат помимо нее.

19. В схеме со смешивающим ПНД № 2, согласно рисунку 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям, изменение расхода основного конденсата в тракте регенерации производится тремя регулирующими клапанами (по уровню в конденсаторе, ПНД № 2 и деаэраторе), усложняется автоматизация этого узла.

В схемах регенерации без смешивающих подогревателей, в которых изменение расхода конденсата осуществляется двумя регулирующими органами, взаимосвязь объектов регулирования проявляется в меньшей степени.

20. Уровень в конденсаторе, ПВД, ПНД, деаэраторе и охладителях регулируется регуляторами, которые получают основной сигнал по уровню и сигнал обратной связи от измерительного преобразователя перемещения исполнительного механизма (далее

ИМ).

Регуляторы уровня в конденсаторе, подогревателях и охладителях воздействуют на сливные клапаны, регулятор уровня в деаэраторе - на регулирующий питательный клапан.

21. При повышении уровня в конденсаторе или подогревателях клапан открывается, а в деаэраторе закрывается. В связи с принятой структурой регуляторов уровня осуществляется пропорциональное регулирование, при котором в установившемся состоянии каждому значению уровня соответствует определенное открытие регулирующего клапана, регулирование уровня производится со статической ошибкой (неравномерностью). Статические характеристики регулирования приведены на рисунке 3 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям. Допустимые пределы неравномерности регулирования определяются допустимыми отклонениями уровня от среднего, которые задаются инструкциями заводов-изготовителей исходя из конструктивных особенностей оборудования.

22. При стремлении к регулированию уровня с минимальной статической ошибкой, обеспечивается наибольшая экономичность регенеративной установки и снижение эрозии трубопроводов и особенно регулирующих клапанов.

Если по условиям устойчивости АСР требуется установление неравномерности больше допустимой, схемы регулирования усложняются.

23. Зависимости изменения уровня в подогревателях и охладителях при нанесении возмущения собственными регулирующими клапанами (кривые разгона по уровню) характеризуются небольшим запаздыванием (до 10 секунд) и отсутствием самовыравнивания. Характер кривых разгона по уровню в конденсаторе зависит от места установки регулирующего клапана и наличия в тепловой схеме блочной обессоливающей установки:

1) если БОУ отсутствует или регулирующий клапан находится до нее, то в динамическом отношении конденсатор подобен подогревателям, при этом некоторое самовыравнивание объекта объясняется увеличением давления на стороне всасывания конденсатных насосов 1-й ступени при повышении уровня в конденсаторе;

2) если есть БОУ и регулирующий клапан установлен за ней, то запаздывание объекта определяется в значительной степени инерционностью БОУ и достигает 25 - 30 секунд.

24. Запаздывание изменения уровня в деаэраторе при изменении подачи химически обессоленной воды в конденсатор превышает 100 секунд, при подаче обессоленной воды непосредственно в деаэратор запаздывание резко уменьшается до 10 секунд.

25. Скорость изменения уровня в теплообменниках системы регенерации пропорциональна степени открытия регулирующего клапана и крутизне его характеристики в зоне возмущения и обратно пропорциональна площади свободного сечения бака в районе нахождения уровня.

26. В пульсации уровня в теплообменниках системы регенерации имеется различный характер:

1) в конденсаторе и деаэраторе они практически отсутствуют;

2) в ПВД составляют

(10 - 15) миллиметров (далее

мм);

3) в поверхностных ПНД

(30 - 40) мм;

4) в смешивающих ПНД они достигают

60 мм. Период пульсаций обычно составляет 2 - 3 секунды.

27. АСР построенной на современной элементной базе и алгоритмах управления турбины оснащается микропроцессорной электрогидравлической системой регулирования и защиты (далее

ЭГСРиЗ).

28. Схема объединенная электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины типа Т-100/110-130, представлена на рисунке 4 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

ЭГСРиЗ состоит из трех основных частей гидравлической части (далее

ГЧСРиЗ), электрической части (далее

ЭЧСРиЗ) и электрогидравлических преобразователей (далее

ЭГП), реализующих функции преобразования электрических сигналов управления ЭЧСРиЗ в гидравлические входные сигналы ГЧСРиЗ.

ГЧСРиЗ включает в себя новый силовой насос, расположенный на валу турбины в блоке переднего подшипника, автозатвор стопорного клапана, сервомоторы регулирующих клапанов части высокого давления и сервомоторы части низкого давления регулирующей поворотной диафрагмы отопительных отборов турбины.

ЭЧСРиЗ выполняется на базе промышленных контроллеров и исполнительных механизмов и включает в себя шкаф бесперебойного питания (далее

ШБП), шкаф управления (далее

ШУ), рабочую станцию оператора (далее

РСО), инженерную станцию (далее

ИС) и набор датчиков, обеспечивающих реализацию алгоритмов регулирования и защиты.

ЭГП системы регулирования и защиты размещены в блоке управления и защиты (далее

БУЗ), представляется отдельно стоящим узелом, размещенный на площадке обслуживания турбины в районе переднего подшипника и соединенный импульсными гидравлическими линиями с исполнительными механизмами ГЧСРиЗ и управляющими электрическими линиями с ШУ.

К ШБП подводится электропитание от источников переменного тока ~220 Вольт (далее

В), 50 Герц (далее

Гц), постоянного тока 220 В (для ШУ). ШБП и ШУ располагаются на площадке обслуживания турбины, при этом сенсорный терминал ШУ используется как местный щит управления турбиной при пусковых и наладочных операциях.

Операторская и инженерная станции располагаются на групповом щите управления.

29. В блоке управления и защиты, согласно рисунку 5 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям устанавливаются:

1) трехканальный блок золотников защиты (далее

БЗЗ), управляющий подачей масла в "линию защиты" в соответствии с логикой "2 из 3". БЗЗ имеет в своем составе три независимых золотника защиты, объединенных в одной конструкции таким образом, что во взведенном состоянии БЗЗ соединяет "линию защиты" с линией подачи масла от силового насоса, а при посадке любой пары золотников "линия защиты" соединяется со сливом и давление ней исчезает;

2) блок соленоидных клапанов (далее

БСК), преобразующий электрические сигналы защиты, действующие на останов турбины в гидравлические сигналы (давление масла в импульсных линиях золотников БЗЗ). Каждый соленоидный клапан управляет "своим" золотником защиты. Соленоидные клапаны являются электрогидравлическими преобразователями системы защиты турбины;

3) два блока золотника управления (далее

БЗУ), каждый из которых представляет собой дроссельный поворотный золотник, управляемый электродвигателем от регуляторов ЭЧСРиЗ. БЗУ являются электрогидравлическими преобразователями системы регулирования на рисунке 5 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям представляется стандартный БЗУ с тремя БЗУ, применяемый для турбин типа ПТ, для турбин типа Т устанавливаются два БЗУ;

4) блок промежуточного золотника защиты, обеспечивающий управление сервомоторами системы регулирования от системы защиты (дополнительный гидравлический канал защиты).

30. В систему регулирования включаются:

1) регулятор частоты вращения со степенью неравномерности 4 - 5 % и степенью нечувствительности, не превышающей 0,02 - 0,06 %;

2) регулятор давления пара перед турбиной (для работы в блоке с котлом);

3) регулятор активной электрической мощности с частотным корректором с точностью поддержания 0,5 МВт;

4) регулятор минимального давления пара перед турбиной;

5) регулятор отопительного отбора пара, поддерживающий давление пара в камере верхнего или нижнего отопительного отбора с точностью 0,01 МПа или температуру сетевой воды на выходе из сетевой установки (или ее нагрев) с точностью 0,5

С;

6) регулятор температуры подпиточной воды с точностью 0,5

С;

7) защитные (предельные) регуляторы, обеспечивающие безопасную эксплуатацию турбины во всем диапазоне режимов работы и недопущение ошибок эксплуатационного персонала (максимального давления за регулирующей ступенью турбины, максимального давления в отопительном отборе, максимального давления пара в конденсаторе).

31. В ЭЧСРиЗ устанавливается трехканальная система защиты от разгона

электрический автомат безопасности (далее

ЭАБ), реализующий совместно с БЗЗ логику "2 из 3". Это защищается от ложного срабатывания одного из каналов защиты и обеспечивается возможностью раздельного испытания каждого канала "насквозь", включая посадку соответствующего золотника, на работающей турбине без ее останова. Алгоритм ЭАБ строится на анализе комбинации частоты вращения и ускорения, что позволяет существенно (на 4

5 %) снижать уставку ЭАБ при обнаружении неисправности системы регулирования.

В ЭЧСРиЗ реализовывается также трехканальная электрическая система защиты от повышения давления в камере регулируемого отопительного отбора (ЭСЗО), выполняется аналогично ЭАБ и позволяющая производить поканальное опробование защиты на работающей турбине. Реализация ЭСЗО в ЭЧСРиЗ демонтируются предохранительные клапаны больших диаметров, снижаюся присосы воздуха и упрощается эксплуатация.

На блок соленоидных клапанов подаются также сигналы на останов от технологических и электрических защит турбогенератора и при дистанционном останове турбины оператором.

32. Во всех режимах работы ЭЧСРиЗ обеспечивается:

1) контроль датчиков, линий связи с объектом и цепей питания;

2) безударное включение и выключение регуляторов;

3) проведение необходимых испытаний (разгон, повышение давления в регулируемых отборах) и определение характеристик;

4) оповещение, регистрацию и архивирование сообщений об изменении режимов и отклонениях в работе турбины (в том числе аварийных);

5) связь с АСУ ТП энергоблока.

Параграф 3. Регулирование давления пара в деаэраторе

33. Регулятор давления в деаэраторе, согласно рисунку 6 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям, воздействует на подачу греющего пара из отборов турбины, поддерживая заданное давление в головке деаэратора независимо от нагрузки.

При снижении нагрузки турбогенератора клапан, регулирующий подачу пара в деаэратор, открывается, так как давление в отборах турбины уменьшается. При снижении давления перед регулирующим клапаном за пределы допустимого схемой управления обычно предусматривается автоматическое переключение питания деаэратора от отбора с более высоким давлением или от постороннего источника (общестанционного коллектора собственных нужд).

34. В схемах ТЭС с прямоточными котлами в пусковых режимах для питания деаэратора используется пар из растопочного расширителя.

35. В динамическом отношении в объекте регулирования давления в деаэраторе имеется незначительное запаздывание (до 10 секунд) и самовыравнивание. Постоянная времени объекта при повышении давления в зависимости от типа деаэратора и нагрузки турбины равна 20

60 секунд. Постоянная времени при понижении давления зависит от недогрева воды, находящейся в деаэраторе, до кипения и от степени отклонения давления, при незначительных отклонениях давления (до 10

20 кило Паскаль (далее

кПа), или 0,1

0,2 кгс/см²) она практически равна (несколько меньше) постоянной времени при повышении давления.

36. Измерительный преобразователь давления подсоединяется к средней части головки деаэратора или к паропроводу за регулирующим клапаном, а в случае если в тепловой схеме предусматривается установка нескольких деаэраторов

к паровой уравнительной линии.

Параграф 4. Аппаратура авторегулирования

37. На турбинном оборудовании ТЭС применяются локальные технические средства автоматизации:

1) комплекс регулирующих и функциональных блоков на микроэлектронной базе "Каскад-2";

2) агрегатированный комплекс электрических средств регулирования "АКЭСР-2";

3) аппаратура регулирования и управления на микропроцессорной базе "Протар";

4) контроллер малоканальный многофункциональный регулирующий микропроцессорный Ремиконт Р-130;

5) программные продукты класса SCADA (InTouch (Wonderware)

США,

Citect (CI Technology)

Австралия, FIX (Intellution )

США, Genesis (Iconics Co)

США, Factory Link (United States Data Co)

США, RealFlex (BJ Software Systems)

США, Sitex (Jade Software)

Великобритания, TraceMode (AdAstrA)

Россия, Cimplicity (GE Fanuc)

США, САРГОН (НВТ

Автоматика)

Россия).

Эта аппаратура рассчитывается на входные сигналы 0

5, 0

20, 4

20 мА; 0

10 В и позволяет создать один контур ("Каскад-2", "АКЭСР-2"), два контура ("Протар") и четыре контура регулирования ("Р-130") при использовании одного прибора (регулирующего блока для "Каскад-2" (типа Р-27), "АКЭСР-2" (типа РП4-М1).

38. Для построения типовых схем АСР уровня в теплообменниках, давления пара в деаэраторе и давления пара на уплотнения турбины применяется аппаратура серии "Каскад-2"

регулирующее устройство типа РП4-М1.

39. В качестве вспомогательных устройств в схемах АСР применяются соответствующие номенклатуре регулирующей аппаратуры задатчики типа РЗД-12, ЗД-22, блоки ручного управления типа БУ22, БРУ-32, БРУ-42.

40. В качестве измерителей уровня применяются преобразователи давления серии "Метран" типа ДД

перепад давлений

"Метран-45-ДД" с верхними пределами измерений параметра 10 - 25 кПа (1000 - 2500 кгс/м²).

41. Регуляторы давления пара на уплотнения укомплектовываются преобразователями давления этого же типа, а также датчиками давления типа МТ100Р с верхними пределами измерений 0,06 - 0,1 МПа (0,6 - 1,0 кгс/см²), а в некоторых случаях до 0,25 - 0,4 МПа (2,5 - 4,0 кгс/см²). Давление в деаэраторах 0,7 МПа (7 кгс/см²) измеряется преобразователями давления Метран-45-ДИ или датчиками типа МТ100Р с верхним пределом измерения 1 МПа (10 кгс/см²).

42. Типы используемых в рассматриваемых АСР электрических исполнительных механизмов (далее

МЭО) постоянной скорости и применяемых для их управления пусковых устройств определяются номинальным крутящим моментом на выходном валу (обычно 100 - 630 Ньютон метр (далее - Н

м), номинальным полным ходом выходного вала (0,25 оборота) и номинальным временем хода выходного вала (25 - 63 секунды).

43. В АСР уровня с жесткой обратной связью по положению клапана применяются МЭО с измерительными преобразователями, входящими в блок типа БСПТ (БСПТ-10), преобразующими перемещение выходного вала МЭО в сигнал постоянного тока 0 - 5 миллиАмпер (далее

мА).

44. Номенклатура и технические характеристики основных ИМ, применяемых для автоматизации турбинного оборудования ТЭС, приведены в таблице 1 согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

45. Исполнительные механизмы с однофазными синхронными электродвигателями управляются бесконтактными реверсивными пускателями типа ПБР-2М2.1 для МЭО с электромагнитным тормозом, типа ПБР-2М2.2 для МЭО с механическим тормозом, типа ПБР-2М2.1А, ПБР-2М2.2А, с трехфазными электродвигателями

ПБР-3М2.2 для МЭО с асинхронными (синхронными) электродвигателями и защитой от их перегрузки, типа ПБР-3М2.1 для МЭО с синхронными электродвигателями типов ДСТР, 2ДСТР, ПБР-3М2.1А и ПБР-3М2.2А, допускается управление ими также от магнитных пускателей.

46. Исполнительные механизмы типа МЭОК управляются реверсивными магнитными пускателями типа ПМЕ-073, ПМЕ-083, ПМЕ-093 или тиристорным усилителем типа У-23.

47. Регулирующие органы АСР турбинного оборудования, включаются в схему избирательного управления по группам, за исключением наиболее ответственных регуляторов, имеющих индивидуальные ключи управления (АСР уровня в деаэраторе, конденсаторе, ПНД № 2, давления в деаэраторе).

Параграф 5. Требования к качеству поддержания параметров

48. Требования к поддержанию технологических параметров авторегуляторами турбоагрегатов.

Устойчивая работа (отсутствие колебаний) АСР и ограниченная частота включений авторегуляторов, которая при постоянном заданном значении нагрузки энергоблока не превышается 6 включений в 1 минуту;

Максимальные отклонения параметров при постоянной заданной нагрузке турбины во всем диапазоне нагрузок турбоустановки не превышается следующих значений:

1) давления пара в коллекторе уплотнений

5 кПа (0,05 кгс/см²);

2) уровня воды в конденсаторе -

150 мм;

3) уровня конденсата греющего пара в регенеративных подогревателях

150 мм;

4) давления пара в деаэраторе

20 кПа (0,2 кгс/см²);

5) уровня воды в деаэраторе

200 мм.

49. Допустимые пределы отклонения уровня в подогревателях, конденсаторе и деаэраторе, задаваемые заводами-изготовителями оборудования, превышают приведенные выше значения. Для турбины типа К-300-240 допустимые отклонения уровня от среднего составляются:

1) для ПНД № 3, 4 и ПВД

200 мм;

2) ПНД № 2

350 мм;

3) конденсатора

300 мм;

4) для деаэратора

400 мм.

50. Во всем диапазоне изменения нагрузки турбоустановки переходные процессы в АСР при эксплуатационных возмущениях характеризуются малой колебательностью. При изменении нагрузки турбоустановки с максимально допустимой для данного оборудования скоростью и при глубоких возмущениях, связанных, например, с отключением и подключением группы ПВД, переходом с ПЭН на питательный турбонасос (далее

ТПН) и обратно, переключением бустерных насосов, срабатыванием технологических защит снижения нагрузки энергоблока, вплоть до собственных нужд или холостого хода турбины, АСР турбоагрегатов не допускается отклонения поддерживаемых параметров до уставок срабатывания защит. У регулятора давления в деаэраторе не допускается резких изменений давления, приводящих к вскипанию воды на стороне всасывания питательных насосов и их запариванию.

Глава 3. Лабораторная проверка аппаратуры авторегулирования

Параграф 1. Проверка измерительных преобразователей уровня и давления

51. В измерительных преобразователях уровня и давления, применяемые в АСР, использующих унифицированный сигнал постоянного тока, в зависимости от применяемой аппаратуры имеются предельные значения выходного сигнала 0 и 5, 0 и 20 или 4 и 20 мА постоянного тока.

При их проверке учитывается, что дифференциальные манометры-уровнемеры при нулевом значении измеряемого параметра имеют выходной сигнал, равный 5 мА.

52. Схема проверки измерительных преобразователей приведена на рисунке 1 согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям. После внешнего осмотра измерительный преобразователь подключается к источнику давления. Источником давления при проверке преобразователя давления (Метран-45-ДД) на перепад давлений менее 10 кПа (1000 кгс/м²) и до 0,5 МПа (5 кгс/см²) применяется, например, портативный калибратор давления типа ПКД-10 или задатчик давления "Воздух". Для проверки измерительных преобразователей давления в деаэраторе используются грузопоршневой манометр типа МП-60 и воздушный компрессор типа М-155, развивающий давление до 1 МПа (10 кгс/см²).

53. В качестве образцовых средств для контроля измеряемой величины применяются образцовые манометры (далее

МО), жидкостные микроманометры, а также грузопоршневые манометры (далее - МП) в случае их использования для проверки преобразователя. Для измерения выходного сигнала применяются миллиамперметры постоянного тока класса точности 0,1; 0,2 на пределы измерения 0 - 7,5 мА (для измерительных преобразователей с выходным сигналом до 5 мА) или 0

25 мА (для измерительных преобразователей с выходным сигналом до 20 мА).

54. Проверка измерительных преобразователей производится по заводским инструкциям и включает в себя:

1) установку нуля;

2) установку диапазона выходного сигнала;

3) определение основной погрешности и вариации показаний выходного сигнала.

55. После проверки измерительные преобразователи давления заполняются конденсатом. При заполнении конденсатом датчиков типа Метран-45-ДД, у которых уравнительный вентиль отсутствует, для заполнения камер соответствующие вентили открываются, а для заполнения конденсатом и вытеснения воздуха из уравнительной линии вентильного блока один из вентилей закрывается, а другой

устанавливают в промежуточное положение. После окончания этой операции последний также закрываются.

56. Если дифференциальный манометр служит измерительным преобразователем давления, то конденсатом заполняется только плюсовая камера.

Параграф 2. Проверка регулирующих приборов

57. Регулирующие приборы проверяются в лаборатории по инструкциям завода изготовителя.

58. Для регулирующего устройства типа РП4-М1 серии АКЭСР-2 допускается сокращенный объем проверки:

1) сопротивления изоляции;

2) балансировки устройства;

3) максимального значения зоны нечувствительности;

4) предельных значений коэффициента передачи;

5) предельных значений постоянной времени интегрирования.

59. Для регулирующего аналогового блока с импульсным выходным сигналом типа Р27 аппаратуры "Каскад-2" допускается сокращенный объем проверки:

1) балансировки блока;

2) минимального значения зоны нечувствительности;

3) максимального или промежуточного значения коэффициента передачи;

4) промежуточного значения постоянной времени интегрирования;

5) максимального значения постоянной времени демпфирования;

6) минимального значения длительности интегральных импульсов;

7) верхних граничных значений масштабных коэффициентов передачи.

Глава 4. Проверка монтажа регуляторов, наладка дистанционного и автоматического регулирования

60. Монтаж регуляторов выполняется согласно СН РК 4.02-03-2012 "Системы автоматизации".

Параграф 1. Проверка монтажа измерительных преобразователей уровня и давления

61. Для измерения уровня применяются, уравнительные сосуды (далее

СУ), поставляемые совместно с теплообменниками.

62. Датчики типа Метран-45-ДД измеряющие уровень в теплообменниках и давление пара в коллекторах уплотнений, устанавливаются ниже места измерения. Соединительные линии прокладываются по кратчайшему расстоянию вертикально или с уклоном к горизонтали не менее 1:10 в сторону датчика. Длина соединительных линий не более 15 метров (далее

м), внутренний диаметр

не менее 8 мм. Трубка, соединяющая уравнительный сосуд с корпусом теплообменника, имеет внутренний диаметр не менее 12 мм и быть прямой и короткой. При измерении давления с помощью Метран-45-ДД, их минусовая камера соединяется с атмосферой.

63. Сосуды и соединительные линии не изолируются, так как при глубоких сбросах нагрузки турбиной возможно вскипание конденсата в сосуде, что приводит к ложной работе регуляторов (особенно для ПВД).

64. Для продувки соединительных линий предусматриваются продувочные линии, которые объединяются в общий коллектор, с вентилями, согласно рисунку 4 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям. Вместо вентилей на продувочных линиях устанавливаются заглушки 6 и 7, согласно рисунку 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям. Продувочные линии для измерительных преобразователей уровня в конденсаторе, не предусматриваются во избежание дополнительных присосов, согласно рисунку 2 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

65. К уравнительным сосудам измерительных преобразователей уровня в конденсаторе и в ПНД подводится линия подпитки от конденсатных насосов, которая врезается в плюсовую соединительную линию у сосуда, в соответствии со схемой регулирования уровня в подогревателе, согласно рисунку 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям или измерительного преобразователя, с соответствии схемой регулирования уровня в конденсаторе турбины, согласно рисунку 2 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

66. Не подключаются к одному измерительному сосуду измерительные преобразователи контрольно-измерительной аппаратуры, автоматики и защиты. Для каждого из них устанавливаются отдельные сосуды. Запорные вентили устанавливаются до сосудов либо после них.

Рекомендуется установка вентиля на паровой линии до сосуда, так как в этом случае возможно отключение сосуда для ремонта и опрессовки соединительных линий давлением подпиточной воды, вентиль при этом во избежание образования пробок устанавливается в горизонтальном положении по штоку.

67. Водяная соединительная линия измерительного преобразователя регулятора уровня в конденсаторе врезается в нижнюю часть конденсатосборника. Паровая линия подсоединяется к конденсатору выше верха конденсатосборника.

68. Места соединения измерительных преобразователей, находящихся под вакуумом, уплотняются, покрыв места возможного подсоса воздуха густой жировой смазкой.

69. Минусовая трубка измерительных преобразователей уровня в подогревателях подсоединяется к нижней части подогревателя. Врезка минусовой трубки и водоуказательного стекла в сливной трубопровод недопускается, так как при этом появляется дополнительная ошибка измерения, зависящая от скорости потока. Наиболее велика ошибка при измерении уровня в подогревателях, на линии слива которых находятся насосы:

1) в момент включения (кажущийся упуск уровня);

2) отключения (кажущаяся перепитка) насосов.

70. Измерительные преобразователи устанавливаются, на стендах в вертикальном положении. Передача выходного сигнала и подключение питания осуществляются независимо двумя отдельными кабелями, причем сигнальный кабель экранируется.

71. Заземление измерительного преобразователя через специальный зажим на его корпусе производится проводом сечением не менее 2,5 квадратный миллиметр (далее - мм²). Во избежание засорения измерительных преобразователей после их установки они отключаются от соединительных линий и запорные вентили на соединительных линиях закрываются.

Параграф 2. Проверка регулирующих органов

72. Эскизы регулирующих клапанов, применяемых при автоматизации турбинного оборудования, и примеры их сочленений с исполнительными механизмами приведены на рисунках 3

6 согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям. Основные типы применяемых регулирующих клапанов приведены в таблице 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

73. Для регулирования уровня в ПНД, ПВД и в деаэраторах наибольшее распространение получили поворотно-золотниковые проходные двухпоточные, согласно рисунку 3а) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям и однопоточные, согласно рисунку 4 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, клапаны. Для этих же целей применяются поворотно-золотниковые проходные двухпоточные клапаны, согласно рисунку 3 в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям. Эти клапаны имеют большой объем типоразмеров:

1) по условному проходу от 50 до 300 мм;

2) по площади проходного сечения от 3,5 до 310 квадратных сантиметров (далее - см²).

74. Для регулирования уровня в подогревателях смешивающего типа применяются поворотно-золотниковые угловые клапаны, согласно таблице 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

75. При осмотре поворотно-золотниковых клапанов проверяется совпадение механического указателя с рисками на корпусе при полном открытии и закрытии, при полном закрытии клапана обеспечивается перекрытие окон.

76. Длина рычага клапана R (мм), при которой угол поворота кривошипа ИМ составляет 90 градусов, определяется по формуле:

	(1)

или по приближенной формуле:

, (2)

где

рабочий угол поворота рычага регулирующего клапана, град.;

r

длина кривошипа ИМ, мм.

77. Для уменьшения усилий на золотник ИМ размещается так, чтобы в среднем положении кривошип и рычаг клапана были перпендикулярны соединительной тяге, согласно рисунку 4в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

Для удобства настройки сочленения на рычаге клапана имеется несколько отверстий.

78. Для регулирования давления пара в деаэраторе применяются золотниковые клапаны, согласно рисунку 5 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям или поворотно-золотниковые клапаны, согласно рисунку 3в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

79. Для золотниковых клапанов длина R (мм) рычага клапана, обеспечивающая поворот кривошипа исполнительного механизма на угол 90 градусов, определяется по формуле:

(3)

где r

длина кривошипа ИМ, мм;

m

расстояние между осью вращения рычага клапана и местом крепления штока золотника к рычагу, мм;

h_раб

рабочий ход клапана, мм.

80. Для того, чтобы на золотник не действовали никакие усилия, кроме перестановочных, согласно рисунку 5а) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям рекомендуется:

1) обеспечивается в среднем положении ИМ и клапана параллельность кривошипа ИМ и рычага клапана и их перпендикулярность тяге;

2) обеспечивается в среднем положении параллельность тяги штоку золотника;

3) устанавливается ИМ таким образом, чтобы расстояние по горизонтали между осями вращения кривошипа ИМ и рычага клапана L = R + r (или L = R - r, если кривошип и рычаг клапана направлены в одну сторону);

4) обеспечивается длина тяги равной (3 - 8) r.

81. При выполнении этих рекомендаций сочленения не будут искажать расходную характеристику регулирующих органов (далее

РО).

82. Сочленения для клапана, изображенного на рисунке 5в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, выполняются аналогично, в этом случае необязательна перпендикулярность штока и рычага в среднем положении, так как для приведенной конструкции все усилия, отличающиеся от перестановочных, воспринимаются промежуточным шарниром.

83. Для регулирования давления пара на уплотнения турбины, совместно с турбиной поставляются регулирующие клапаны собственной конструкции, поворотно-золотниковые проходные клапаны и клапаны согласно таблице 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

84. Клапаны регулятора уровня в конденсаторе поставляются совместно с турбиной заводами-изготовителями турбин. Двухседельный клапан, изображен на рисунке 6б) согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям. При его осмотре обращается внимание на отсутствие люфтов в местах сочленения рычага клапана со штоком. Люфт устраняется наплавкой металла с последующей механической обработкой соприкасающихся поверхностей.

85. Комбинированный клапан уровня и рециркуляции в конденсаторе, настраивается по данным чертежа завода-изготовителя, согласно рисунку 6б) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

Закрывается полностью основной клапан, закручивается болт 1 до соприкосновения внутреннего штока 2 с гайкой золотника 3 основного клапана. Измеряется положение нижнего конца болта и затем закручивается он, как показано на рисунке, чтобы обеспечивалось начало открытия клапана рециркуляции, когда основной клапан закрывается до 30 - 40 % хода.

86. Рекомендации по сочленениям ИМ с этими клапанами аналогичны рассмотренным выше согласно рисунку 5 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям. Для регулирования уровня в конденсаторе турбин применяются также поворотно-золотниковые клапаны.

87. РО совместно с ИМ в пределах всего регулировочного диапазона имеются рабочие характеристики, близкие к линейным (различающиеся по крутизне во всех точках не более чем в 1,5 раза), и не имеются люфты, превышающих 2 % полного хода.

88. Пропуск регулирующих клапанов в закрытом положении не превышается 5 - 10 % максимального расхода.

89. С целью оценки соответствия выбранного регулирующего клапана запроектированной АСР до осмотра РО производится их поверочный расчет, который состоит в определении максимального проходного сечения РО, соответствующего максимальному расходу среды через него.

90. Этот расчет применяется для автоматического регулирования потоков однофазных сред:

1) воды (АСР уровня в деаэраторе и конденсаторе);

2) воды, вскипающей при дросселировании (АСР уровня в регенеративных подогревателях);

3) водяного пара (АСУ давления в деаэраторе и уплотнениях турбины).

91. Пример расчета для АСР уровня в ПВД № 7 приведен согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

92. Во время осмотра регулирующих клапанов уточняются действительные размеры проходного сечения и рабочего хода клапана, проверяются состояние уплотнительных поверхностей, убедившись в отсутствии перекосов и люфтов в сочленениях. Размер проходного сечения окон, вырезанных в золотнике клапана, определяется по оттиску на листе бумаги, обернутом вокруг золотника. Снаружи клапана имеется указатель полного открытия и закрытия.

93. После сборки проверяется легкость хода регулирующего клапана.

94. Если в результате осмотра окажется, что площадь проходного сечения клапана не соответствует требуемой по расчету (меньше или больше требуемой более чем в 2 раза), то РО заменяются, руководствуясь каталогами на арматуру согласно таблице 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

В случае, если такая замена не представляется возможной, по требуемой рабочей расходной характеристике клапана (зависимости расхода среды от хода или угла поворота клапана), которая для рассматриваемых АСР принимается линейной, определяется конструктивная характеристика (зависимость изменения площади проходного сечения от хода или угла поворота клапана), профиль проходного сечения и перепрофилируется клапан.

95. До работ по включению регуляторов оцениваются расчетным путем расходные характеристики клапанов, в особенности тех из них, экспериментальное определение которых в последующем не представляется возможным из-за отсутствия расходомеров (регулирующие клапаны уровня в подогревателях).

96. Если в результате расчета и построения расходной характеристики окажется, что ее крутизна в пределах регулировочного диапазона различается более чем в 1,5 раза, также производится определение конструктивной характеристики и профиля проходного сечения клапана по заданной (линейной) расходной характеристике.

97. Коррекция расходных характеристик РО перепрофилированием их проходного сечения выполняется в соответствии приложением 4 к настоящим Методическим указаниям.

98. В условиях электростанций перепрофилирование проходного сечения выполняется для большинства РО, применяемых для турбинного оборудования.

99. Сочленение ИМ с регулирующим клапаном не имеет перекосов и заеданий.

100. Повороту выходного вала ИМ на 90 градусов соответствует полный ход регулирующего клапана между крайними положениями.

101. Допустимые значения люфтов и выбегов выходного вала ИМ регламентируются их техническими характеристиками, которые приводятся в инструкциях заводов-изготовителей. Для применяемых в АСР турбоагрегатов ИМ, согласно таблице 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям, люфт выходного вала ИМ не превышает 0,75 градуса, а его выбег

0,5 % полного хода выходного вала для ИМ с временем полного хода 25 секунд и 0,25 % для ИМ с временем полного хода 63 секунды.

102. Сочленения выполняются таким образом, чтобы перестановочные усилия, действующие на затвор РО, были малыми и примерно одинаковыми в обоих направлениях.

103. Расходная характеристика РО корректируется за счет изменения сочленений, однако эти возможности ограничены. Если расходная характеристика РО выпуклая, то характеристика сочленений (зависимость угла поворота рычага РО от угла поворота кривошипа ИМ) будет вогнутой, чем больше выпуклость расходной характеристики, тем больше будет вогнутость характеристики сочленений. Это достигается тем, что в положении "Закрыто" РО угол e между кривошипом исполнительного механизма и тягой согласно рисункам 4г) и 5б) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, будет максимальным (но не более 170 градусов). При этом, в положении "Открыто" существенно уменьшится крутящий момент.

104. Спрямление расходных характеристик РО выбором сочленений выполняется в соответствии с приложением 4 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 3. Проверка электрических схем, наладка

дистанционного и автоматического управления

105. Электрические схемы проверяются по монтажным схемам, предварительно сверенным с принципиальными и по развернутым схемам, составленным перед наладкой. При составлении развернутой схемы условными обозначениями отмечаются все зажимы, панели, шкафы, сборки, стенды, номера кабельных связей.

106. Правильность монтажа проверяется "прозвонкой" цепей. Провода, находящиеся в пределах одной панели, проверяются с помощью омметра, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907).

107. Кабели или перемычки между панелями проверяются с помощью телефонного комплекта. Перед проверкой провода отсоединяются от зажимов панелей и аппаратов.

108. Для РО АСР, включенных в схему избирательного управления, опробуется схема общих цепей избирательного управления набором кода (номера) соответствующего РО. Реле выбора объекта при этом коммутируются соответствующие шинки управления и групповой указатель положения, а также сигнализируется на мнемосхеме о выборе объекта управления.

109. После подачи напряжения к ИМ настраивается их дистанционное управление (далее - ДУ). При этом:

1) проверяются сочленение ИМ с РО, устанавливаются механические упоры в крайних положениях кривошипа;

2) устанавливается РО в среднее положение и проверяется правильность вращения выходного вала при подаче сигнала "Прибавить" и "Убавить". Для ИМ, включенных в схему избирательного управления, подача сигналов производится групповым ключом управления, для ИМ, имеющих индивидуальные ключи управления,

соответствующими кнопками, расположенными на ключе. При выходе кривошипа ИМ на механические упоры проверяются, на не отключения двигателя в этом положении в течение 1 минуты.

Устанавливаются кулачки микропереключателей типа БСПТ таким образом, чтобы микропереключатели конечных и путевых выключателей срабатывали при подходе кривошипа к механическим упорам.

При работе ИМ совместно с пускателями типа ПБР учитывается, что и при отсутствии сигнала на входе пускателя на его выходных зажимах присутствует напряжение. При подключении пускателей типа ПБР-2М фаза питающего напряжения подключается к зажиму 1 пускателя. В схемах управления с контактными магнитными пускателями проверяется одновременность замыкания контактов;

3) настраивается блок сигнализации положения токовый типа БСПТ-10 в соответствии с инструкцией по эксплуатации, для чего используется профиль кулачка 0

90 градуса, перемещается РО в начальное положение и, установив кулачок в начальное положение профиля по риске, устанавливается выходной сигнал блока, равный нулю, с помощью регулировочного винта, перемещается РО в конечное положение и устанавливается регулировочным винтом конца диапазона выходной сигнал, равный 5 мА.

При настройке БСПТ используется миллиамперметр постоянного тока класса точности не ниже 0,5 на пределы измерения 0 - 5 мА или 0 - 7,5 мА;

4) проверяется работа указателя положения (далее

УП) (индивидуального или группового) при перемещении регулирующего органа из начального положения в конечное (показания УП соответствуют 0 и 100 %);

5) проверяется работа ИМ при дистанционном перемещении из одного крайнего положения в другое, обращая внимание на отсутствие люфтов и выбегов. Люфт выходного вала ИМ определяется визуально или по перемещению конца рычага выходного вала, при допустимом для ИМ люфте в 0,75 градуса это перемещение при длине рычага 250 мм составляет 3,3 мм. Причинами повышенного люфта являются повышенный износ зубчатой передачи или люфты в шпонках. Они устраняются заменой зубчатой пары или шпонок. Выбег выходного вала ИМ определяется при сочлененном ИМ с РО по УП (оценивается значение перемещения РО в процентах УП после прекращения действия команды от ключа управления). Эта оценка является, приближенной. Причинами повышенного выбега являются попадание масла на тормозной шкив или тормозную колодку или нарушение настройки тормоза. В первом случае смазка удаляется, во втором - производится настройка электромагнитного тормоза МЭО установкой с помощью регулировочных гаек зазора между якорем и магнитопроводом электромагнита в пределах 2

2,5 мм. Полный люфт ИМ с РО и уточненное значение выбега определяются при необходимости на работающем оборудовании;

6) измеряется время перемещения ИМ между его крайними положениями.

110. Проверка цепей автоматического управления производится в последовательности:

1) дистанционно устанавливается РО в среднее положение (50 % УП);

2) проверятся, что технологические блокировки (защиты) не разрывают цепи автоматического управления;

3) отключаются от регулирующего устройства цепи измерительного преобразователя перемещения, на регулирующем устройстве вызываются непрерывное свечение индикатора "Больше" путем перемещения задатчика (корректора);

4) для ИМ, включенного в схему избирательного управления, переводится его на автоматическое управление нажатием кнопки "Авт". Для ИМ, имеющего индивидуальный ключ управления, перевести ключ управления в положение "Авт". При этом РО открывается, в этом случае проверяют срабатывание путевых выключателей при полном открытии РО. Если РО начнет закрываться, следует его немедленно остановить, поменять жилы на зажимах 7 и 9 регулирующего устройства и повторить проверку;

5) выполняется аналогичная проверка при свечении индикатора "Меньше" регулирующего устройства;

6) повторяется выполнение двух последних операций, проверяется разрыв цепей управления авторегуляторов в сторону "Прибавить" и "Убавить" при имитации срабатывания технологических блокировок (защит).

Глава 5. Расчет параметров настройки регуляторов

111. Определение параметров настройки регуляторов выполняется в несколько этапов. Сначала рассчитываются параметры статической настройки, затем рассчитываются или принимаются на основе имеющегося опыта параметры динамической настройки.

112. Перед первым включением регулятора эти параметры устанавливаются с помощью органов настройки на регулирующем устройстве (типа РП4-М1). В процессе пробных включений и испытаний регуляторов параметры настройки корректируются.

113. Функциональная схема одноконтурной АСР с жесткой обратной связью, реализованная на аппаратуре АКЭСР-2, приведена на рисунке 1 согласно приложению 5 к настоящим Методическим указаниям. В АСР входят регулирующее устройство типа РП4-М1, блок управления типа БРУ-32, пусковое устройство типа ПБР-3М2.2, измерительный преобразователь регулируемого параметра с коэффициентом передачи

, измерительный преобразователь перемещения ИМ с коэффициентом передачи K_дп (для АСР с жесткой обратной связью) и оперативный задатчик типа РЗД-12, которые в совокупности образуют собственно регулятор, а также объект регулирования.

В одноконтурной АСР с жесткой обратной связью имеется внутренний контур, замыкающийся жесткой обратной связью по положению клапана, и внешний контур, замыкающийся главной обратной связью по состоянию регулируемого параметра. Параметры динамической настройки этих контуров определяются независимо один от другого.

114. Статическая настройка определяет точность поддержания регулируемой величины и соотношение входных сигналов в установившихся режимах, а динамическая настройка

характер изменения параметров во времени при переходе от одного установившегося режима к другому. Одни органы настройки регулятора влияют только на статическую или динамическую настройку, а другие

на статические и динамические характеристики регулирования одновременно.

115. На функциональной схеме АСР, согласно рисунку 1 приложения 5 к настоящим Методическим указаниям, в рамках для регулирующего устройства указаны органы статической и динамической настройки регулятора. Назначение этих органов, а также условные обозначения параметров, используемых для дальнейших расчетов, приведены ниже.

116. Параметры, характеризующие технологические требования к АСР:

1)

текущее и номинальное значения регулируемого параметра, единица регулирования параметров (далее - ед. peг. пар.);

2) D_зад

диапазон действия задатчика, ед. peг. пар.;

3)

нечувствительность регулятора, ед. peг. пар.;

4) d

статическая ошибка (неравномерность) регулирования, ед. peг. пар.

117. Параметры, измерительных преобразователей и исполнительного механизма:

1) D

диапазон изменения входного сигнала измерительного преобразователя регулируемого параметра, ед. peг. пар.;

2) d

диапазон изменения выходного сигнала измерительного преобразователя регулируемого параметра, мА;

3)

коэффициент передачи измерительного преобразователя регулируемого параметра, мА/ед. peг. пар.;

4) Т_см

время полного хода ИМ, секунда;

5) п

положение ИМ, процент Указателя Положения (далее - % УП);

6) N

диапазон хода ИМ между путевыми выключателями, % УП;

7) K_дп

коэффициент передачи измерительного преобразователя перемещения ИМ, миллиАмпер/процент Указателя Положения (далее - мА/% УП) (численно

).

118. Органы параметров настройки регуляторов для аппаратуры АКЭСР-2:

1) R7

резистор, определяющий диапазон действия оперативного задатчика, МегаОм (далее

МОм);

2)

органы установления номинального значения регулируемого параметра, % диапазона изменения входного сигнала;

3)

орган масштабирования сигнала по регулируемому параметру, деления (далее - дел.),

4)

орган масштабирования сигнала от измерительного преобразователя перемещения, ИМ, дел.;

5)

орган масштабирования сигнала рассогласования входных параметров, дел.;

6)

зона нечувствительности регулирующего устройства, % диапазона изменения входного сигнала;

7) Т_ф

постоянная времени фильтра, секунд;

8) t_и

постоянная времени интегрирования, секунд;

9)

_п

коэффициент передачи регулирующего устройства, секунда/% диапазона изменения входного сигнала;

10) t_и

длительность интегральных импульсов, секунд.

119. В объем статической настройки регуляторов включаются:

1) определение положения органов настройки регулирующих устройств, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования;

2) настройка диапазона действия задатчика (D_зад);

3) настройка аппаратуры на поддержание заданного номинального значения регулируемого параметра (

).

120. Для определения положения органов настройки регулирующих устройств, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования, задаются допустимой нечувствительностью регулятора

по регулируемому параметру. Принимается для одноконтурных АСР с жесткой обратной связью:

= (0,02 - 0,05) d. (4)

121. Зависимость между нечувствительностью и органами настройки регулирующего устройства для аппаратуры АКЭСР-2 определяется выражением:

(5)

или, так как :

(6)

Параметры статической настройки регулирующего устройства

и определяющие нечувствительность регулятора, связаны соотношениями:

, (7)

или

, (8)

то есть, для определения одного из параметров (например,

) нужно задаться другим .

122. Диапазон действия задатчика D_зад или цена его деления (D_зад/100 %) определяется исходя из возможности обеспечения оперативного изменения регулируемого параметра от минимально до максимально допустимого по условиям эксплуатации значения.

123. Принимается для одноконтурных АСР с жесткой обратной связью:

D_зад = (0,5 - 1,5) d. (9)

Далее для удобства отсчета цены деления задатчика значение D_зад округляется.

124. На аппаратуре АКЭСР-2 реостатный оперативный задатчик типа РЗД-12 подключается на не масштабируемый вход типа РП4-У-М1 через внутренний задатчик, его диапазон D_зад(мА) зависит от сопротивления резистора R7 внутреннего задатчика:

(10)

При установленном заводом-изготовителем сопротивлении резистора R₇, равном 1,2 МОм, d_зад= 0,5 мА.

125. Для установления требуемого диапазона действия задатчика D_зад резистор сопротивлением 1,2 МОм нужно заменяется на резистор, сопротивление которого (МОм) определяется по формуле:

, (11)

где

принято или определено по формуле (8).

126. До включения одноконтурных стабилизирующих АСР аппаратура настраивается на поддержание заданного номинального значения параметра . Для этой цели в аппаратуре АКЭСР-2 используется внутренний задатчик с установлением задания переключателем дискретного задания

0 до 90 % через каждые 10 % и потенциометром

со шкалой (-10

0

+10) %.

Соответственно для аппаратуры АКЭСР-2 при известном значении

:

(12)

127. Для регуляторов давления пара на уплотнения турбины, измерительные преобразователи регулируемого параметра которые устанавливаются ниже точки измерения давления, при настройке на поддержание заданного значения параметра учитывается поправка на массу столба жидкости в соединительной линии. Тогда в формулу (12) вместо

(МПа) подставляют:

(13)

где

h_Л

расстояние по вертикали между точкой измерения давления и мембраной (пружиной) измерительного преобразователя, м.

128. При работе с нормированным сигналом 4

20 мА сигнал внутреннего задатчика типа РП4-М1 используется для компенсации входного сигнала 4 мА, при котором напряжение на гнездах О, У равно (0

2,5) миллиВольт (далее

мВ).

129. Параметрами динамической настройки регуляторов давления и внутреннего контура регуляторов уровня являются:

1) коэффициент пропорциональности регулятора (внутреннего контура);

2) постоянная времени интегрирования;

3) длительность интегрального импульса.

130. Коэффициент пропорциональности внутреннего контура (% УП/% УП) одноконтурной АСР с жесткой обратной связью, согласно рисунку 1 приложения 5 к настоящим Методическим указаниям, состоящего из измерительного преобразователя перемещения ИМ, регулирующего устройства типа РП4-М1 и ИМ,:

. (14)

131. При принятом или определенном по формуле (8)

коэффициент пропорциональности регулятора одноконтурной стабилизирующей АСР устанавливается органом настройки коэффициента передачи

_п аппаратуры АКЭСР-2, а коэффициент пропорциональности внутреннего контура одноконтурной АСР с жесткой обратной связью, кроме

_п, зависит также от положения

. Постоянная времени интегрирования t_и и длительность интегрального импульса t_и устанавливаются соответствующими органами настройки регулирующих устройств.

132. Параметры динамической настройки регулятора давления в деаэраторе определяют по кривой разгона объекта или экспериментально. Для регулятора давления пара на уплотнения и внутреннего контура регуляторов уровня параметры динамической настройки, определяются только опытным путем. Для регуляторов уровня определение этих параметров производится на неработающем оборудовании, предварительно задавшись T_ф, при этом желательно расчленить ИМ и РО.

133. Устойчивость и качество регулирования внешнего контура для регуляторов уровня с жесткой обратной связью по положению клапана определяются коэффициентом пропорциональности регулятора

(процент Указателя Положения / единица регулирования параметров (далее - % УП/ед. peг. пар.)).

Для аппаратуры АКЭСР-2, согласно рисунку 1 приложения 5 к настоящим Методическим указаниям:

. (15)

Принимая во внимание, что

и K_дп= 0,05 мА/% УП:

. (16)

При использовании с аппаратурой АКЭСР-2 измерительных преобразователей регулируемого параметра с диапазоном изменения выходного сигнала d = 5 мА:

. (17)

Так как регуляторы уровня осуществляют пропорциональный закон регулирования, при изменении нагрузки турбины, сопровождающемся изменением положения регулирующего органа, возникает статическая ошибка (неравномерность) регулирования d, которая связана с следующей зависимостью:

. (18)

134. Уменьшение

(например, увеличением

при неизменном

) повышает устойчивость процесса регулирования, при этом увеличивается неравномерность регулируемого параметра d, которая превышает допустимые технологические пределы, согласно параграфа 5 главы 2 настоящих Методических указаний.

135. Оптимальное значение

(неравномерности) определяется по кривой разгона объекта, для рассматриваемых АСР этот параметр по динамическим характеристикам объекта не рассчитывается.

136. На практике неравномерность регулирования для регулятора уровня в конденсаторе принимается равной 200

400 мм (2

4 кПа, 200

400 кгс/м²), в ПВД и ПНД поверхностного типа 100

300 мм (1

3 кПа, 100

300 кгс/м²), в ПНД смешивающего типа и деаэраторе 400

600 мм (4

6 кПа, 400

600 кгс/м²), что соответствует следующим значениям

для регуляторов уровня:

1) в конденсаторе 0,5

0,25 процент/миллиметр (далее - %/мм), в ПВД и ПНД поверхностного типа 1,0

0,33 %/мм;

2) в ПНД смешивающего типа и деаэраторе 0,25

0,17 %/мм. При указанной неравномерности обычно обеспечивается удовлетворительное качество регулирования уровня.

137. Зависимость между органом масштабирования сигнала от измерительного преобразователя перемещения ИМ и неравномерностью определяется формулами:

1) для аппаратуры АКЭСР-2:

; (19)

2) при d = 5 мА:

. (20)

138. В случае, если диапазон хода ИМ между путевыми выключателями N = 100 %,

. (21)

139. Рассмотрение вышеприведенных формул показывает, что параметры статических и динамических настроек регуляторов взаимосвязаны. Расчетные параметры настроек не выходят за пределы соответствующих шкал с цифровыми отметками, в противном случае производится перерасчет, задавшись новыми данными.

140. Во всех случаях стремятся к тому, чтобы расчетные значения органов настроек были в середине диапазона настроек для возможности последующей корректировки. Установление

> (1

1,2) % и Т_ф > (4

5) секунд влияет на динамические параметры регулирующего устройства.

141. Расчетные формулы для определения параметров настройки регуляторов с жесткой обратной связью сведены в таблицу 1 согласно приложению 5 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 6. Подготовка регуляторов к включению

142. Операции по подготовке регуляторов к включению начинаются не менее чем через 30 минут после подачи напряжения на регулирующую аппаратуру, измерительный преобразователь регулируемого параметра и ИМ.

Параграф 1. Подготовка регулирующих устройств

143. Подготовка регулирующих устройств заключается в оценке их общей работоспособности в соответствии с заводскими инструкциями.

144. При подготовке регулирующих устройств проверяется фазировка оперативных (выносных) задатчиков и измерительных преобразователей.

145. Фазировка задатчика будет такой, чтобы изменение положения задатчика по его шкале в сторону увеличения вызывало загорание индикатора регулирующего устройства, приводящего к перемещению регулирующего органа в направлении увеличения регулируемого параметра, и наоборот. Для регуляторов уровня и давления в деаэраторе и давления пара на уплотнения турбины это означает, что поворот рукоятки задатчика по часовой стрелке вызывает загорание индикатора "Больше"; для регуляторов уровня в ПНД, ПВД и конденсаторе - индикатора "Меньше". Если это условие не выполняется, в панели регуляторов меняются местами крайние жилы, идущие от реостатных задатчиков.

146. Для фазировки измерительных преобразователей регулируемых параметров на неработающем оборудовании для регуляторов давления реостатный задатчик устанавливается в среднее положение, регулирующее устройство настраивается на поддержание заданного значения параметра, и рукоятка

^рп вводится в расчетное положение. При этом загорается (или остается гореть) индикатор "Больше". Для фазировки измерительных преобразователей уровня при выведенной рукоятке

^дп выполняются те же операции и имитируется высокий уровень в теплообменнике уравниванием давления в плюсовой и минусовой камерах дифференциального манометра. При этом для регулятора уровня в деаэраторе на регулирующем устройстве загорается (остается гореть) индикатор "Меньше", для регуляторов уровня в ПНД, ПВД и конденсаторе - индикатор "Больше". Если вышеперечисленные условия не выполняются, два провода, идущие от измерительных преобразователей, меняются местами в панели регуляторов.

147. Для фазировки измерительных преобразователей перемещения ИМ:

1) проверяется, что при перемещении ИМ от одного крайнего положения до другого ток в цепи измерительного преобразователя изменяется от 0

0,1 до 5

0,1 мА;

2) устанавливается регулирующий орган в промежуточное положение;

3) вводится

^дп в положение 0,1

0,2 и балансируется при этом регулирующее устройство;

4) дистанционно изменяется положение регулирующего органа.

148. Если при этом при открытии регулирующего органа загорается индикатор "Меньше", а при его закрытии "Больше", измерительный преобразователь перемещения сфазирован правильно, в противном случае в панели регуляторов меняются местами провода, идущие от измерительного преобразователя.

Параграф 2. Подготовка измерительных преобразователей уровня и давления

150. В подготовку включается:

1) продувка соединительных линий;

2) заполнение соединительных линий и сосудов конденсатом;

3) корректировка нуля измерительного преобразователя;

4) включение измерительного преобразователя в работу.

149. Соединительные линии измерительных преобразователей уровня продуваются в коллектор открытием продувочных вентилей 6 и 7 и плавным открытием на 1

3 минуты первичных вентилей 4 и 5, согласно рисунку 4 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

150. При отсутствии на соединительных линиях продувочных вентилей от линии отключается измерительный преобразователь или открываются заглушки на продувочных линиях.

151. Для измерительных преобразователей, находящихся под вакуумом (регуляторы уровня в конденсаторе, ПНД), в тех случаях, когда подпиточная линия врезана после первичного вентиля, согласно рисункам 1 и 2 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, продувка плюсовой соединительной линии производится путем открытия вентиля подпитки 8 при закрытом первичном вентиле 4 через плюсовую линию, подходящую к первичному преобразователю, или заглушку 7. Продувка минусовой соединительной линии производится на неработающем оборудовании (при отсутствии вакуума) при наличии достаточного уровня в теплообменнике.

152. Манометры продуваются при открытых запорном вентиле 3 у измерительного преобразователя и продувочном вентиле 7 плавным открытием первичного вентиля 4, согласно рисунку 4 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

153. Для заполнения сосудов и плюсовой соединительной линии измерительных преобразователей уровня в ПНД и конденсаторе открывается подпиточный вентиль. При этом производится опрессовка системы давлением подпиточной воды, для чего закрываются первичные вентили и устанавливаются в промежуточное положение вентили датчиков Метран-45-ДД (при внимательном осмотре всей системы).

154. Заполнение конденсатом соединительных линий и сосудов, находящихся под давлением, после их продувки происходит в течение 1

2 часа. Для ускорения этого процесса плюсовые линии первичных преобразователей частично заполняются конденсатом установкой в промежуточное положение вентилей датчиков Метран-45-ДД.

Для ускорения заполнения сосудов ПВД конденсатом иногда искусственно повышается уровень в подогревателе выше верхней точки подключения сосудов.

155. Не менее чем через 30 минут после подключения к измерительному преобразователю питания с помощью корректора нуля устанавливается выходной сигнал измерительного преобразователя, соответствующий нулевому значению измеряемого параметра (для манометров и перепадомеров 0 или 4 мА, для уровнемеров 5 мА).

Для этого:

1) для датчиков уровня Метран-45-ДД закрывается вентильный блок, завернув последовательно до упора вращением по часовой стрелке вентили дифференциального манометра (при этом уравнительная линия между плюсовой и минусовой камерами дифференциального манометра открывается);

2) для датчиков давления Метран-45-ДД, МТ100Р закрываются вентили 3 и 4 и открывается продувочный вентиль 7, согласно рисунку 4 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

156. Учитывается, что при заполнении измерительных преобразователей и соединительных линий конденсатом в них остаются пузырьки воздуха, поэтому рекомендуется в течение 2 суток 1 раз в сутки корректировать нуль измерительного преобразователя. Заводы-изготовители рекомендуют производить корректировку нуля измерительного преобразователя в течение последующих 10 суток 1 раз в 2 суток.

157. В целях предотвращения постановки датчиков уровня (Метран-45-ДД) под одностороннее статическое давление включение их в работу производится следующим образом, открывается вентильный блок (закрывается уравнительная линия между плюсовой и минусовой камерами), завернув последовательно до упора вращением против часовой стрелки вентили датчика.

158. Для включения манометров при закрытом продувочном вентиле и открытом запорном вентиле измерительного преобразователя плавно открывается первичный вентиль.

159. После включения измерительных преобразователей в работу поддерживают постоянную подпитку конденсатом измерительных сосудов, работающих под вакуумом, через дроссельную шайбу или вентиль 8, согласно рисунку 2 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, открытый на 1/4 - 1/8 оборота штурвала.

Глава 7. Включение автоматической системы регулирования в работу

160. Ниже приводится последовательность выполнения операций (этапов) по включению АСР в работу, которые выполняются в полном объеме при первом включении регулятора на головном оборудовании.

При повторном включении АСР и в случаях, когда имеются данные по настройке АСР на аналогичном оборудовании, некоторые из параметров настройки принимаются в качестве исходных (без выполнения соответствующих расчетов или этапов по включению регуляторов) и при необходимости уточняются.

Параграф 1. Отстройка от пульсаций регулируемого параметра

161. Эта операция производится при постоянном значении нагрузки энергоблока и нормальной работе основного оборудования. Дистанционно устанавливается заданное значение регулируемого параметра (для регуляторов уровня с учетом положения регулирующего клапана при заданном значении нагрузки и расчетной неравномерности).

162. На регулирующих устройствах устанавливаются (для типа РП4-М1):

1) расчетные параметры настройки регуляторов, согласно главе 8 настоящих Методических указаний, Т_ф, t_и в положение, соответствующее их минимальному значению, а_п - в положение "

";

2) оперативные задатчики в среднее положение.

Рукоятками

и

балансируются регулирующие устройства.

163. Если после балансировки индикаторные лампочки вспыхивают чаще 3

4 раза в 1 минуту, выполняются операции по устранению пульсаций до 3

4 раза в 1 минуту в такой последовательности:

1) вводится рукоятка потенциометра Т_ф до 5 секунд интервалом 1 секунда, контролируя снижение уровня пульсаций до допустимого значения;

2) если вводом демпфера до 5 секунд пульсации не устраняются, постепенно вводится рукоятка потенциометра

до 1

1,2 %, после чего для устранения все еще недопустимых пульсаций уменьшается положение рукоятки

или

(предпочтительнее

, так как при этом не требуется корректировка расчетных параметров настройки), балансируя регулирующее устройство после каждого изменения положения рукояток

^рп.

164. При выполнении второй операции увеличение общей нечувствительности регулирующего устройства не превышается более чем в 2 раза принятого при расчетах значения

.

Выполнение первой операции является достаточным для устранения пульсаций уровня в ПНД поверхностного типа, а первой и второй операций

в ПНД смешивающего типа.

Параграф 2. Корректировка расчетных параметров настройки регуляторов

165. Если пульсация регулирующего параметра устранена вводом только демпфера, то параметры настройки, установленные по расчету, не меняются.

166. Если пульсация устранена вводом потенциометра Т_ф,

или уменьшением положения

^рп, то определяется новое фактическое значение нечувствительности регулятора с использованием формул (6) и (7) и сравнивается с

или d по формуле (5).

167. Если пульсация устранена вводом потенциометров Т_ф,

и уменьшением положения рукоятки

_рп, то определяется фактическая нечувствительность регулятора с использованием формул (6) и (7), корректируется положение рукоятки

изменением номинала резистора R7 по формуле (11), а также корректируется положение рукоятки

^дп по формуле (20).

168. Скорректированные значения органов настройки регуляторов устанавливаются на аппаратуре.

Параграф 3. Определение параметров динамической настройки быстродействующих контуров регулирования

169. К быстродействующим контурам регулирования относятся АСР давления в деаэраторе и давления пара на уплотнения и внутренний контур регуляторов уровня.

170. Параметрами динамической настройки этих контуров (на аппаратуре АКЭСР-2) являются постоянная времени интегрирования t_и, длительность интегрального импульса и коэффициент пропорциональности регулятора давления K_п или внутреннего контура регулятора уровня

. Органами настройки последнего является коэффициент передачи

_п регулирующего устройства.

171. Исходное предварительное значение t_и для рассматриваемых АСР выбирается в зависимости от определенного значения Т_ф в параграфе 1 главы 7 настоящих Методических указаний, согласно таблице 1 приложения 6 к настоящим Методическим указаниям.

Для исключения автоколебательного режима регулирующих устройств выдерживается соотношение для органов настройки:

(22)

172. Для расширения зоны поиска оптимальных значений

_п в условиях нормального режима работы регулирующих устройств в качестве исходных задаются значениями t_и= 0,2

0,3 секунды, определяется диапазон значений а_п, в котором регулятор работает без автоколебаний, и в качестве исходного выбрается значение а_п в середине этого диапазона.

173. После установки дистанционно нормального значения регулируемого параметра на регулирующих устройствах устанавливаются скорректированные параметры настройки регуляторов (кроме

_рп = 0 регуляторов уровня) и производится их балансировка. Далее на них устанавливаются определенное ранее положение рукоятки Т_ф и исходные предварительные значения параметров динамической настройки, согласно пункта 172 настоящих Методических указаний, которые подлежат уточнению.

174. Регуляторы включаются в работу при спокойном режиме основного оборудования. Контроль за работой авторегуляторов после включения ведется по щитовым приборам, указателя положения РО и по индикаторным лампочкам регулятора.

175. Для определения оптимальных параметров динамических настроек регуляторов наносится возмущение задатчиком на 10 % и по форме переходного процесса корректируются параметры настройки.

176. При оптимальной настройке внутреннего контура регуляторов уровня и регулятора давления пара на уплотнения после возмущения задатчиком регулятор за одно-два включения переставляется клапан в новое установившееся положение без перерегулирования, согласно рисунку 1а) приложения 6 к настоящим Методическим указаниям.

177. График изменения давления в коллекторе уплотнений практически без отставания повторяет график перемещения регулирующего клапана, поэтому параметры динамической настройки регулятора подачи пара на уплотнения подбираются, оценивая характер перемещения регулирующего клапана.

178. Регулятор давления в деаэраторе при оптимальной настройке с максимальной скоростью и без перерегулирования устанавливает новое значение давления, согласно рисунку 1б) приложения 6 к настоящим Методическим указаниям. Допустимо незначительное перерегулирование процесса. При оценке качества переходных процессов регулятора давления в деаэраторе учитывается, что из-за инерционности объекта кривые изменения положения регулирующего органа и давления в деаэраторе имеют различный характер.

179. Если график переходного процесса отличается от оптимального, то скорректируются параметры динамической настройки, определив по виду переходного процесса, какие из них и в каком направлении меняются.

При этом руководствуются следующим:

1) если после одного-двух включений регулятор отрабатывает нанесенное задатчиком возмущение, но входит в режим незатухающих или медленно затухающих колебаний, согласно рисунку 1 приложения 6 к настоящим Методическим указаниям, то уменьшается

_п, добиваясь отработки возмущения за большее количество включений;

2) если регулятор приводит РО к новому положению после большого числа включений без перерегулирования, согласно рисунку 1г) приложения 6 к настоящим Методическим указаниям, то увеличивается

_п. Если при этом процесс затянулся во времени, значит время интегрирования излишне велико;

3) если регулятор за несколько включений отрабатывает возмущение с перерегулированием, затем также за несколько включений возвращается в установившееся состояние, согласно рисунку 1д) приложения 6 к настоящим Методическим указаниям, то увеличивается время интегрирования;

4) если регулятор, не доводя клапан до нового установившегося состояния, включается в обратную сторону, согласно рисунку 1е) приложения 6 к настоящим Методическим указаниям, то уменьшается время интегрирования.

180. При корректировке параметров настройки регулятора каждое изменение

_п и t_и производится соответствующими переключателями, устанавливая их в соседнее положение, после чего вновь наносится возмущение задатчиком и проверяется качество переходного процесса.

181. При нахождении оптимальных настроек регулятора в конце переходного процесса появляются недопустимые автоколебания. Они вызываются либо работой регулирующего устройства в зоне собственных автоколебаний, либо повышенным выбегом ИМ или люфтами. В первом случае увеличивается

_п или уменьшатся длительность импульса t_и до 0,1 секунды, наблюдая, что при такой длительности импульса ИМ перемещается, если эти меры не дают желаемых результатов, увеличивается нечувствительность регулятора потенциометром

.

182. При повышенном выбеге ИМ или наличии значительных люфтов принимаются меры к их устранению, согласно пункту 111 настоящих Методических указаний.

Параграф 4. Настройка внешнего контура регуляторов уровня

183. На регулирующих устройствах устанавливается расчетное или скорректированное значение

^рп, устройство балансируется и включается на автоматическое управление.

184. Задатчиком наносится возмущение, приводящее к изменению уровня на 50 - 100 мм (0,5 - 1,0 кПа, 50 - 100 кгс/м²).

При правильной настройке внутреннего контура дополнительная подстройка регулятора не требуется, и новое значение уровня устанавливается с незначительным перерегулированием.

185. Если регулятор работает с повышенной колебательностью по уровню, уменьшается коэффициент пропорциональности регулятора (увеличивается неравномерность) увеличением положения рукоятки

^дп с последующей корректировкой настроек внутреннего контура.

Параграф 5. Проверка работы АСР во всем диапазоне

изменения нагрузки турбины

186. При проверке работы АСР во всем диапазоне изменения нагрузки турбины обращается внимание на поддержание регулируемых параметров с допускаемой технологической точностью и изменение их в допустимых пределах.

187. Переходные процессы по регулируемым параметрам характеризуются малой колебательностью или ее отсутствием. Число включений регулирующих устройств, при постоянном значении нагрузки турбины не превышается в среднем 6 включений в 1 минуту.

188. При необходимости в случае наличия расходомеров на регулируемых потоках определяются рабочие расходные характеристики РО. По расходным характеристикам регулирующих органов определяется их пропуск в закрытом положении, а по характеристикам прямого и обратного хода РО

значение полного люфта ИМ совместно с РО.

189. Клапаны регуляторов уровня при номинальной нагрузке турбины открываются на 70

80 % полного хода, клапан регулятора давления в деаэраторе

на 40

50 %, клапан, регулирующий подачу пара на уплотнения турбины, при холостом ходе турбины открывается на 70

80 % хода.

190. В случае недостаточной пропускной способности РО проходное сечение их увеличивается. В случае чрезмерной пропускной способности клапана используется лишь часть его хода, настраивается сочленение таким образом, чтобы поворотом выходного вала ИМ на 90 градусов обеспечивалось изменение регулирующего расхода в необходимых пределах, или выполняется ограничение хода клапана путевыми выключателями. При этом неравномерность регулирования пересчитывается с использованием формул (19) и (21) и при необходимости корректируется изменением положения органов настройки регулирующих устройств.

Глава 8. Характерные неисправности АСР и методы их устранения

191. Характерные неисправности АСР и методы их устранения согласно таблице 1 приложения 7 к настоящим Методическим указаниям.

Глава 9. Техника безопасности при проверке, наладке, настройке оборудования АСР

192. Техника безопасности при проверке, наладке, настройке оборудования АСР соблюдается согласно Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907).

Приложение 1 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Рисунок 1. Схема автоматического регулирования подачи пара на концевые уплотнения турбины К-300-240-3:

РД-1 и РД-2

регуляторы давления; Д

измерительный преобразователь;

ИМ

исполнительный механизм; РК-1 и РК-2

регулирующие клапаны.

Рисунок 2. Схема автоматического регулирования конденсационно-регенеративной установки турбины К-300-240-3:

1

котел; 2

турбина; 3

конденсатор; 4

деаэратор; 5

бустерные насосы; 6

питательный электронасос; 7

питательный турбонасос; 8

конденсатные насосы 2-й ступени; 9

конденсатные насосы 1-й ступени; 10

охладитель пара уплотнений; 11

охладитель выпара; 12

блочная обессоливающая установка; РУ, РП и РД

соответственно регуляторы уровня, питания и давления.

Рисунок 3. Статические характеристики регулирования уровня воды в теплообменниках:

а

со сливным клапаном (в конденсаторе, подогревателе, охладителе); б

с регулирующим питательным клапаном (в деаэраторе); d

статическая ошибка (неравномерность) регулирования.

Рисунок 4. Объединенная схема электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины Т-100/110-130

АСК

автозатвор стопорного клапана; СРКВД

сервоматор регулирующих клапанов высокого давления; СРДНД

сервомотор регулирующей диафрагмы низкого давления; ЦВД, СЦД, ЦНД

цилиндры высокого, среднего, низкого давления соответственно; ПСГ-1, ПСГ-2

подогреватели сетевой воды (первый и второй соответственно; К - конденсатор; ГР

генератор; ИС- инженерная станция; ОС

операторская станция; ПТК АСУ ТП

программно-технический комплекс автоматизированной системы управления технологическими процессами; АПУ

аварийный пульт управления; ГЩУ - главный щит управления; ШБП

шкаф бесперебойного питания; ЭПМ

электромеханический преобразователь.

Рисунок 5. Блок управления и защиты:

БЗЗ

блок золотниковой защиты; БСК

блок соленоидных клапанов; БПЗЗ

блок промежуточного золотника защиты; БЗУ

блок золотника управления.

Рисунок 6. Схема регулирования уровня и давления:

РП4-М1

регулирующее устройство; БРУ-32

блок ручного управления; ПБР-3М2.2

пускатель бесконтактный реверсивный; БСПТ-10

блок сигнализации положения выходного вала с унифицированным выходом (0 - 5; 0 - 20; 4 - 20 мА); Метран-45-ДИ

датчик давления в деаэраторе; Метран-45-ДД

датчик уровня в деаэраторе; МЭО

механизм исполнительный электрический; 1 - 7

вентили; 8

коллектор с.н.; 9

от растопочного расширителя; 10

в продувочный коллектор; 11

пар к КНД уплотнений турбины; 12

конденсат греющего пара; 13

основной конденсат от охладителя выпара; 14

к бустерным насосам; 15

обессоленная вода в конденсатор; 16

продувочный коллектор.

Таблица 1.

Номенклатура и технические характеристики основных ИМ

Тип электрического исполнительного механизма	Тип двигателя, управляющего устройства	Номинальный крутящий момент на выходном валу, Н м	Номинальное время полного хода выходного вала, секунд		Номинальный полный ход выходного вала, в оборотах
1	2	3	4		5
МЭО-100/25-0,25-87	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 или ФЦ-0610, или ПБР-3	100	25		0,25
МЭО-250/25-0,25-87	2ДСР-135-4,5-136, ФЦ-0620 или ФЦ-0610, или ПБР-3	250	25	0,25
МЭО-250/63-0,25-87	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 или ФЦ-0610, или ПБР-3	250	63	0,25
МЭО-250/63-0,25-91	2ДСР-135-1,8-136, ПБР-2М или ПБР-2М1	250	63	0,25
МЭО-630/25-0.25-92К	АИР-56А4, ПБР-3А или ФЦ-0610	630	25	0,25
МЭО-630/63-0,25-92К	АИР-56А4, ПБР-3А или ФЦ-0610	630	63	0,25
МЭОФ-100/25-0,25-97К	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 или ФЦ-0610, или ПБР-3	100	25	0,25
МЭОФ-250/25-0,25-97К	2ДСР-135-4,5-136, ФЦ-0620 или ФЦ-0610, или ПБР-3	250	25	0,25
МЭОФ-250/63-0,25-97К	2ДСР-135-1,8-136, ФЦ-0620 или ФЦ-0610, или ПБР-3	250	63	0,25
МЭОФ-630/63 -0,25-97К	АИР-56А4 ПБР-3А	630	63	0,25 (0,63)
МЭОК-25/100-2	ЭД 0,27 кВт, У-23, ПМЕ-073, ПМЕ-083, ПМЕ-093	250	25	0,25

Приложение 2 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Рисунок 1. Схема проверки измерительных преобразователей
уровня и давления:

1

Метран-45-ДД (уровнемер); 2

Метран-45-ДИ или МГ100Р (датчик давления); 3

источник давления; 4

образцовый прибор для измерения входного давления; 5

миллиамперметр постоянного тока для измерения выходного сигнала; 6 и 7

вентили в схеме; 8

10

вентили измерительного преобразователя.

Приложение 3 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Рисунок 1. Схема регулирования уровня в подогревателе:

БСПТ-10

блок сигнализации положения выходного вала с унифицированным выходом (0 - 5; 0 - 20; 4 - 20 мА); ПБР-3М2.2

пускатель бесконтактный реверсивный; БРУ-32

блок ручного управления; РП4-М1

регулирующее устройство; 1 - 7

вентили; 6 и 7

заглушки; 8

вентиль подпитки.

Рисунок 2. Схема регулирования уровня в конденсаторе турбины

К-300-240-3:

РП4-М1

регулирующее устройство; БРУ-32

блок ручного управления;

ПБР-3М2.2

пускатель бесконтактный реверсивный; СУ

уравнительный сосуд; Метран-45-ДД

измерительный преобразователь

(уровнемер) 1 - 5 и 8 - вентили.

а) б) в)

Рисунок 3. Двухпоточные поворотно-золотниковые клапаны:

а

конструкция клапана; б

профиль проходного сечения клапана;
в

конструкция клапана.

Рисунок 4. Однопоточный поворотно-золотниковый клапан:

а

конструкция клапана; б

положения поворотного золотника; в

рекомендуемое сочленение; г

коррекция сочленений.

Рисунок 5. Клапаны регулятора давления в деаэраторе:

а

рекомендуемое сочленение однопоточного золотникового клапана; б

коррекция сочленений однопоточного золотникового клапана; в

рекомендуемое сочленение двухпоточного золотникового клапана.

Рисунок 6. Клапаны регулятора уровня в конденсаторе:

a

двухседельный клапан; б

комбинированный клапан;

1

регулировочный болт; 2

внутренний шток; 3

золотник основного клапана; 4

основной конденсат; 5

в схему регенерации; 6

рециркуляция.

Таблица 1.

Основные типы применяемых регулирующих клапанов

Тип регулирующего клапана	Номер исполнения	Условный проход, мм	Площадь проходного сечения, см2	Угол поворота, градус.	Рекомендации по применению
2	4	5	6	7	9
Запорно-регулирующий дроссельный	-	25	-	-	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
		50	-	-
		65	-	-
		80	-	-
Поворотно-золотниковый проходной однопоточный (см. рисунок 4 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	50	3,5	90	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
	-	80	9,8	90
	-	100	28,4	90
	-	150	45,4	90
Поворотно-золотниковый проходной двухпоточный (см. рисунок 3а) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	100	10	90	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
	01	100	19,2	90
	02	100	29,5	90
	03	100	36	90
	-	150	15	90	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
	01	150	26	90
	02	150	42	90
	03	150	57	90
	-	200	45	90	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
	01	200	55	90
	02	200	65	90
	03	200	90	90
	-	250	40	90	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
	01	250	70	90
	02	250	90	90
	03	250	115	90
		250	140	90
	-	300	160	90	Для автоматического дистанционного управления трубопроводными потоками
	01	300	200	90
	02	300	250	90
	03	300	120	90
Поворотно-золотниковый угловой	-	250	162	90	Для регулирования уровня в подогревателях смешивающего типа
	-	300	212	90
	-	500	492	90
	-	700	677	70
Поворотно-золотниковый проходной двухпоточный (см. рисунок 3в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	50	18	90	Для регулирования уровня в ПНД, ПВД, деаэраторе
	-	100	70	90
	-	100	50	90
	-	150	140	90
	-	150	83	90
	-	200	170	90
	-	150	54,9	90	Для регулирования уровня в ПНД, ПВД, деаэраторе
	-	200	84,4	90
	-	250	147,1	90
	-	300	170,6	90
Поворотно-золотниковый проходной двухпоточный (см. рисунок 3в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	80	12,5	90	Для регулирования уровня в ПНД, ПВД, деаэраторе
	-	100	19,5	90
	-	150	54,9	90
	-	200	84,4	90
	-	250	147,1	90
	-	150	54,9	90	Для регулирования давления пара на уплотнения турбин
	-	100	19,5	90
	-	200	170	90	Для регулирования уровня в конденсаторе турбин
Золотниковый однопоточный (см. рисунок 5 а) и б) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	150	105	-	Для регулирования давления пара в деаэраторе
Золотниковый двухпоточный (см. рисунок 5в) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	250	250	-	Для регулирования давления пара в деаэраторе
Поворотный	-	50	18	90	Для регулирования расхода пара и воды
	-	50	11	90
	-	80	13,6	90
	-	100	19,5	90
	-	150	54,9	90
Поворотный	-	200	82,4	90
	-	250	147,1	90
	-	300	170,6	90
Игольчатый	-	20	0,30	-	Для регулирования расхода воды и пара на трубопроводах впрыска охлаждающей воды РОУ и трубопроводах пара
	-	32	0,67	-
	-	50	0,90	-
	-	50	2,39	-
Двухседельный	-	300	450	(120)	Для регулирования количества и давления пара
	-	300	192	(120)
	-	300	260	(120)
	-	400	345	(120)
	-	400	540	(100)
	-	150	-	-	Для регулирования давления пара на уплотнения турбин
	-	500	-	-	Для регулирования уровня в конденсаторе турбин
	-	100/200	42	(40)	Для регулирования давления пара на уплотнения
	-	125	17,5	(40)
	-	125	17,5	(40)
Комбинированный (см. рисунок 6б) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	200	86	(40)	Для регулирования давления пара на уплотнения
	-	200	86	(40)
Двухседельный двухпоточный (см. рисунок 6а) приложения 3 к настоящим Методическим указаниям)	-	300	330	(40)	Для регулирования давления пара на уплотнения
	-	500	660	(54)

Приложение 4 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Расчеты для АСР уровня в ПВД № 7 турбины типа К-300-240-3

1. Расчет максимальной пропускной способности, максимальной площади регулируемого проходного сечения и выбор типоразмера клапана.

Исходные данные:

Среда	Конденсат
Номинальный расход конденсата (сумма расходов пара на ПВД № 7 и 8)
Gном	162 103 кг/ч
Давление перед РО р1	4,12 МПа
Давление за РО р2	1,59 МПа
Перепад давлений на РО рмин	2,53 МПа
Температура перед РО t1	252 С
Плотность среды r	796,0 кг/м3
Условный проход трубопровода Dy	100 мм.

Для параметров рабочей среды p₁= 4,12 МПа, t₁= 252

С определяется p_у= 6,3 МПа, выбирается в качестве РО поворотно-золотниковый проходной клапан, согласно ГОСТ 17380-2001 ИСО 3419-81 "Межгосударственный стандарт. Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия".

При t₁= 252 ^оС определяется давление насыщения р_нас= 4,12 МПа, т.е. р₁=р_нас. Так как р₂<р_нас имеет место режим течения с испарением.

Определяется эффективный критический перепад давлений

р_{кав.макс}:

pкав.макс=Km(p1-rpнас), (П1)

где K_m

коэффициент критического расхода;

r

коэффициент, зависящий от физических свойств регулируемой среды. Коэффициент r определяется по формуле:

, (П2)

где р*

критическое термодинамическое давление, равное 22,115 МПа, следовательно,

.

Определяется значение коэффициента критического расхода K_m = 0,77, соответствующее значению относительной пропускной способности (для , соответствующего полному открытию РО, значение K_m отсутствует) для двухпоточного поворотно-золотникового клапана.

Рассчитывается значение

р_{кав.макс} по формуле (П4.1):

p_{кав.макс} = 0,77 (4,12 - 0,84

4,12) = 0,51 МПа.

Определяется максимальный расход через регулирующий орган:

Gмакс = h Gном, (П3)

где h = 1,3 - коэффициент запаса по расходу для клапанов регуляторов уровня в ПВД.

G_макс = 1,3

162

10³ = 210,6 кг/ч.

Определяется предварительное расчетное значение максимальной пропускной способности РО:

, (П4)

Определяется значение коэффициента расхода РО m_макс = 0,62, соответствующее значению относительного открытия проходного сечения

= 1,0 для двухпоточного поворотно-золотникового клапана.

Определяется необходимая максимальная площадь регулируемого проходного сечения:

, (П5)

Требуемой площади проходного сечения соответствует двухпоточный поворотно-золотниковый клапан типа ТКЗ Т-135бм исполнения 03 с условным проходом РО d_y = 100 мм и площадью проходного сечения

= 36 см², согласно таблицы 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

Так как условные проходы РО и трубопровода одинаковы (d_y = D_y), расчет и выбор РО считается законченным.

2. Определение расходной характеристики РО.

Исходные данные

согласно пункта 1 Приложения 4 к настоящим Методическим указаниям, для разных значений нагрузки турбины (таблица 1 Приложения 4 к настоящим Методическим указаниям): установлен двухпоточный поворотно-золотниковый клапан ТКЗ Т-135бм исполнения 03, известна конструктивная характеристика РО (кривая 3 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям).

Порядок расчета:

1) определяется расход через РО по формуле (П3):

G₁ = hG = 1,3G;

2) считается, что р₁ = р_нас. Так как р₂ < р_нас, имеет место режим течения с испарением во всем диапазоне нагрузок турбины;

3) определяется пропускная способность РО по формуле (П4):

.

Значения эффективного критического перепада давлений

р_кав определяются по формуле (П1), для чего коэффициент r определяется по формуле (П4.2), а коэффициент критического расхода K_m определяется для двухпоточного поворотно-золотникового клапана.

Так как

, где

относительная пропускная способность, а K_v подлежит определению, то для полного открытия РО принимается K_m = 0,77, а для частичного открытия РО принимается K_m = 0,82. После определения K_v уточняется принятое значение K_m по значению .

Значения r, K_m,

р_кав, K_v и

приведены в таблице 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям:

4) определяется максимальная площадь регулируемого проходного сечения по формуле (П4.5) при m_макс = 0,62:

см²

5) определяются значения эффективной площади относительного проходного сечения:

; (П6)

6) определяются для каждого значения значения площади относительного проходного сечения РО по графику зависимости , для двухпоточного поворотно-золотникового клапана (таблица 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям):

7) определяется площадь регулируемого проходного сечения:

; (П7)

8) по конструктивной характеристике клапана (кривая 3 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям) для каждого значения w находятся значения угла поворота

_РО золотника;

9) строится расходная характеристика РО G₁ =

(

_РО) (см. кривую 1 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям).

Результаты расчета сведены в таблицу 1 приложения 4 настоящим Методическим указаниям.

Таблица 1.

Результаты расчета

Наименование	Обозначение, расчетная формула	Нагрузка энергоблока, МВт
		10	50	100	150	200	250	300
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Расход конденсата, кг/ч	G	5 103	25 103	53 103	78 103	106 103	133 103	162 103
Давление перед РО, МПа	p1	0,13	0,71	1,40	2,10	2,80	3,50	4,12
Давление за РО, МПа	p2	0,05	0,29	0,56	0,80	1,10	1,40	1,59
Перепад давления на РО, МПа	p = p1 - p2	0,08	0,42	0,84	1,30	1,70	2,10	2,53
Плотность среды, кг/м3	r	953	903	871	848	829	812	796
Расход через РО с учетом 30 %-ного запаса, кг/ч	G = hG = 1,3G	6,5	32,5	68,9	101,4	137,8	172,9	210,6
Давление насыщения, МПа	pнас = р1	0,13	0,71	1,40	2,10	2,80	3,50	4,12
Коэффициент		0,94	0,91	0,89	0,87	0,86	0,85	0,84
Коэффициент критического расхода	Km	0,82	0,82	0,82	0,82	0,82	0,82	0,77
Эффективный критический перепад давления, МПа	pкав = Km(p1 - rpнас)	0,008	0,049	0,123	0,213	0,320	0,435	0,510
Пропускная способность РО		23,2	48,9	66,6	75,4	84,6	92,0	104,5
Относительная пропускная способность		0,222	0,468	0,637	0,721	0,809	0,880	1,0
Эффективная площадь относительного проходного сечения		0,138	0,290	0,395	0,447	0,502	0,546	0,620
Площадь относительного проходного сечения		0,17	0,38	0,52	0,58	0,66	0,74	1,0
Площадь регулируемого проходного сечения, см2		5,7	12,7	17,4	19,4	22,1	24,7	33,4
Угол поворота золотника, град		44	61	70	74	78	81	90

Рисунок 1. Коррекция расходной характеристики регулирующего клапана перепрофилировкой проходного сечения:

1

фактическая расходная характеристика; 2

требуемая расходная характеристика; 3

фактическая конструктивная характеристика;

4

конструктивная характеристика, соответствующая требуемой расходной.

3. Коррекция расходной характеристики клапана перепрофилировкой регулируемого проходного сечения.

Исходные данные:

1) рассчитана расходная характеристика регулирующего органа (кривая 1 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям);

2) выбран РО Т-135бм и известна его конструктивная характеристика (кривая 3 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям).

Порядок коррекции:

4) задается расходная характеристика желаемой формы (обычно прямолинейная) - кривая 2 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям;

5) графическим построением определяется требуемая конструктивная характеристика регулирующего органа (кривая 4 на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям);

6) конструктивная характеристика разбивается на участки через 10 градусов и в характерных точках значительного изменения ее крутизны. Определяется площадь проходного сечения каждого участка, так как клапан Т-135бм имеет четыре окна в золотнике, уменьшается площадь каждого участка в 4 раза;

7) определяется длина дуги l (с учетом того, что диаметр золотника равен 90 мм), соответствующая повороту клапана на 84 градуса: l = 66 мм. Графическим построением определяется длина дуги l_i (для каждого участка);

8) определяется ширина окна для каждого участка:

, (П8);

9) строится профиль проходного сечения окна регулирующего клапана (на рисунке 1 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям). Результаты расчета сведены в таблицу 2 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям. Для выполнения профиля на золотнике профиль окна упрощается.

Таблица 2.

Результаты расчета

Наименование	Обозначение, расчетная формула	Угол поворота золотника, град
		10	20	30	40	50	60	70	80	90
Площадь проходного сечения участка, мм2	Fi	560	690	375	265	240	235	250	385	600
Длина дуги - участка, мм	li	3,2	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85	7,85
Ширина окна участка, мм		43,75	21,97	11,94	8,44	7,64	7,48	7,96	12,26	19,1

4. Коррекция расходной характеристики клапана сочленениями.

Исходные данные:

1) рассчитана расходная характеристика регулирующего органа (кривая 1 на рисунке 2а) приложения 4 к настоящим Методическим указаниям);

2) вид сочленения к настоящим Методическим указаниям прямое, т.е. выходной рычаг ИМ и рычаг РО совершают движение в одном направлении;

3) длина рычага ИМ r = 250 мм (для МЭО);

4) расстояние между осями вращения рычагов ИМ и РО l = 750 мм.

Порядок коррекции:

5) задается требуемая расходная характеристика (зависимость расхода конденсата от угла поворота ИМ) к настоящим Методическим указаниям кривая 2 на рисунке 2а) приложения 4 к настоящим Методическим указаниям;

6) графическим построением определяется характеристика сочленения (зависимость угла поворота рычага РО от угла поворота рычага ИМ) к настоящим Методическим указаниям кривая 3 на рисунке 2а) приложения 4 к настоящим Методическим указаниям;

7) определяются параметры характеристики сочленения к настоящим Методическим указаниям угол

поворота рычага РО при повороте выходного рычага ИМ на 90

-

= 90

, угол

₁ поворота рычага РО при повороте рычага ИМ на 45 градусов - фактор кривизны

₁ = 73 градуса,

.

8) по номограмме для l = (3 - 8) r, определяются для j = 90 градуса и фактора кривизны g = 0,81: длина рычага РО - R = r = 250 мм;

угол между рычагом ИМ и линией, соединяющей оси вращения ИМ и РО, в положении "Закрыто" ИМ -

= 80 градусов;

угол между рычагом РО и линией, соединяющей оси вращения ИМ и РО, в положении "Закрыто" РО - b = 10 градусов;

9) по заданным и полученным данным выполняется сочленение ИМ с РО (рисунок 2б) приложения 4 к настоящим Методическим указаниям).

5. Расчет параметров настройки регулятора.

Исходные данные:

1) одноконтурная АСР с жесткой обратной связью по положению клапана (рисунок 1 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям);

2) характеристика аппаратуры

регулирующее устройство

типа РП4-М1 с выходными сигналами постоянного тока 0 - 5 мА, реостатный задатчик РЗД-12, измерительный преобразователь уровня

Метран-45-ДД, диапазон изменения регулируемого параметра D = 1000 мм (10 кПа, 1000 кгс/см²), диапазон изменения выходного сигнала d = 5 мА, исполнительный механизм

МЭО-630/63-0,25 с временем полного хода серводвигателя Т_с = 63 с;

3) технологические требования к АСР

нечувствительность по регулируемому параметру -

= 20 мм (0,2 кПа, 20 кгс/м²), статическая ошибка (неравномерность) - d = 300 мм (3 кПа, 300 кгс/м²),

, диапазон действия задатчика - D_зад = 500 мм (5 кПа, 500 кгс/м²) (цена деления задатчика - 5 мм/% шкалы задатчика).

Рисунок 2. Коррекция расходной характеристики
регулирующего клапана сочленением:

а

преобразование расходной характеристики; б

выполнение сочленения; 1

фактическая расходная характеристика;

2

требуемая расходная характеристика; 3

характеристика сочленения.

Определяются положения органов настройки РП4-У, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования:

4) по формуле (8):

5) принимая

= 0,6 % и

= 0,5, находим:

.

Производится настройка диапазона действия задатчика по формуле (11)

МОм.

Определяется положение органа масштабирования сигнала от измерительного преобразователя перемещения, обеспечивающего допустимое значение неравномерности; по формуле (21) для диапазона хода клапана N = 100 %:

.

Положения органов настройки T_ф, t_и, t_и и

_п определяются экспериментальным путем.

Рекомендуемые (исходные) положения органов настроек АСР турбины K-300-240-3 приведены в таблице 3 приложения 4 к настоящим Методическим указаниям.

Таблица 3.

Рекомендуемые (исходные) положения органов настроек АСР турбины K-300-240-3

Наименование	Исходные данные	дел.	дел.	дел.	R7МОм	%	Тфс	tпс	Тпс	пс/%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Регулятор уровня в ПНД № 2	= 0,3 кПа;	0,5	0,64	0,2	0,6	0,6	4,0	20,0	0,2	3,6 - 5,0
	Dзад= 5 кПа,
	d = 5 кПа
Регуляторы уровня в:
ПНД № 3	= 0,2 кПа;	0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	3,0	10,0	0,2	3,0 - 5,0
ПНД № 4	Dзад= 5 кПа;	0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	3,0	10,0	0,2	3,0 - 5,0
	d = 3 кПа	0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	2,0	5,0	0,2	3,0 - 5,0
		0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	2,0	5,0	0,2	3,0 - 5,0
		0,5	0,6	0,18	0,4	0,6	2,0	5,0	0,2	3,0 - 5,0
Регулятор уровня в деаэраторе	= 0,5 кПа;	0,5	0,6	0,12	0,5	0,6	2,0	5,0	0,2	3,6 - 5,0
	Dзад= 10 кПа;
	d= 5 кПа
Регулятор уровня в конденсаторе	= 0,3 кПа;	0,5	0,4	0,16	0,6	0,6	2,0	5,0	0,2	3,6 - 5,0
	Dзад= 5 кПа;
	d = 4 кПа
Регулятор давления в деаэраторе	=10 кПа;	0,6	1,0	-	0,24	0,6	2,0	10,0	0,2	1,4 - 2,2
	Dзад= 0,5 МПа
Регуляторы давления пара на уплотнения:	= 2,5 кПа;	0,5	0,29	-	0,5	0,6	2,0	20,0	0,2	1,1 - 1,8
	Dзад= 50 кПа	0,5	0,29	-	0,5	0,6	2,0	20,0	0,2	1,1 - 1,8
на линии подвода
на линии отсасывания

Приложение 5 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Рисунок 1. Функциональная схема одноконтурной АСР с жесткой обратной связью по положению клапана на аппаратуре АКЭСР-2.

Таблица 1.

Расчетные формулы для определения параметров настройки регуляторов

Операция	Исходные данные	АСР с жесткой обратной связью (на аппаратуре АКЭСР-2)	Примечание
1	2	3	4
Определение положения органов настройки, обеспечивающих требуемую статическую точность регулирования (нечувствительность регулятора)	- из технологических соображений D- характеристика измерительного преобразователя		Обычно задаются = 0,4+ 0,6%
Настройка диапазона действия (цены деления) задатчика	Dзад - из технологических соображений D,d- характеристика измерительного преобразователя - при определении нечувствительности		-
Настройка на поддержание заданного значения регулируемого параметра для одноимпульсных регуляторов	- из технологических соображений D,		-
Определение параметров динамических настроек внешнего контура регулятора уровня	d или формулы (16) - (19) D,d,	или	Для диапазона хода ИМ, равного 100 %

Приложение 6 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Таблица 1.

Значения Т_ф

Наименование	tн(с) приТф(с)
	0 - 2	2 - 4	5
Регулятор уровня с жесткой обратной связью	5 - 8	8 - 20	20
Регулятор давления пара на уплотнения турбины	8 - 13	13 - 20	20 - 35
Регулятор давления в деаэраторе	20	20 - 35	35 - 60

Рисунок 1. Графики для оценки переходных процессов
в быстродействующих контурах регулирования:

а

оптимальный процесс для внутреннего контура регуляторов уровня и регулятора давления пара на уплотнения турбины; б

оптимальный процесс для регуляторов давления в деаэраторе; в

_п>

г-

_п<

;t_и>

д-

_п

_и

е-

_п=

t_и

Приложение 7 к Методическим указаниям по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций

Таблица 1.

Характерные неисправности АСР и методы их устранения

Внешний признак неисправности	Дополнительный признак неисправности	Причина неисправности	Устранение неисправности
Не действует дистанционное управление. При установке блока управления в положение "Автомат" ИМ не перемещается	Автомат питания серводвигателя автоматически отключен. После включения АП пусковое устройство срабатывает и перемещает РО. По внешним признакам (искрение, шум) электродвигатель и пусковое устройство работают с перегрузкой	Отключение АП из-за перегрузки электродвигателя	Проверяется наличие трех фаз на линии подвода к пусковому устройству и электродвигателю. Поджимаются винты зажимов пускового устройства. Проверяется регулировка и чистота контактов или выходные напряжения пускового устройства
	Автомат питания серводвигателя включен. Пусковое устройство срабатывает. На линии подвода к пусковому устройству и после него есть напряжение. При рабочем напряжении на зажимах электродвигателя сервопривод не действует	Выход из строя электродвигателя	Убеждаются в исправности редуктора, сочленений, отсутствии заклинивания РО. Заменяется электродвигатель
Регулятор не поддерживает заданный параметр, а дистанционное управление действует	Индикаторные лампы не загораются, на зажимах 1 2 нет напряжения	Прекращение питания регулирующего устройства	Проверяется АП, поджимаются винты в цепях питания регулирующего устройства
	Индикаторные лампы загораются, на зажимах 1 2 есть напряжение 220 В	Выход из строя регулирующего устройства	Заменяется регулирующее устройство
	Регулирующее устройство реагирует на изменение положения ручек корректоров, на зажимах 7 8 9 при загорании индикаторных лампочек появляется напряжение. Установка блока управления в положение "Автомат" не приводит к перемещению серводвигателя при наличии на выходе регулирующего устройства управляющего сигнала	Обрыв в цепи автоматического управления	Находится и устраняется обрыв в цепи автоматического управления
	Выходной сигнал измерительного преобразователя регулируемого параметра равен нулю или не соответствует значению регулируемого параметра	Выход из строя измерительного преобразователя	Проверяется наличие питания электрической цепи измерительных преобразователей, исправность защитных диодных устройств, плотность соединительных линий. Заменяется неисправный измерительный преобразователь или размножитель тока
Регулятор не поддерживает заданный параметр. При установке блока управления в положение "Автомат" РО стремится занять одно из крайних положений	Регулирующее устройство не балансируется корректором при закорачивании его входов	Выход из строя регулирующего устройства, неполадки в системе измерений регулятора	Заменяется регулирующее устройство. Выполняется действия по предыдущему пункту. Измеряются входные сигналы регулирующего устройства
Регулятор поддерживает параметр, реостатный задатчик не действует	Корректор выводит из равновесного состояния сбалансированное регулирующее устройство	Обрыв среднего провода цепи задатчика	Устраняется обрыв в цепи задатчика
Регулятор поддерживает параметр, но наблюдается произвольное изменение его значения	При плавном перемещении задатчика на омметре, подключенном к крайнему и среднему зажимам задатчика, наблюдаются броски стрелки	Плохой контакт в потенциометре задатчика	Проверяется или заменяется потенциометр задатчика
Регулятор поддерживает параметр неточно, как будто увеличена нечувствительность регулятора	Регулирующее устройство исправно. Пульсация параметра по индикаторным лампочкам проявляется слабо	Неполадки в системе измерений регулятора	Продуваются соединительные линии и устраняются подсос воздуха и воздушные пробки в них
Регулятор работает неустойчиво. Наблюдаются автоколебания регулируемой величины	При отключении регулятора регулируемый параметр перестает колебаться. При подаче на регулирующий орган короткого импульса (0,15 0,2 с) он перемещается сильнее положенного	Дефекты электротормоза или пускового устройства	Проверяется действие и исправность электротормоза серводвигателя. Устраняется "залипание" пускового устройства
	При отключении регулятора регулируемый параметр перестает колебаться. Для перемещения РО необходимо подать на пусковое устройство несколько импульсов продолжительностью 0,15 0,3 с	Люфты и заедания в сервоприводе и РО	Устраняются люфты и заедания в сервоприводе и РО
	При отключении регулятора регулируемый параметр перестает колебаться. Люфтов в регулирующем органе и серводвигателе нет. Электротормоз налажен	Дефект измерительного преобразователя регулируемого параметра "Сбой" динамической настройки регулятора. Засорение соединительных линий	Заменяется дефектный измерительный преобразователь (заедание плунжера). Проверяется динамическая настройка регулятора по карте настроек, изменяется настройка регулирующего устройства (уменьшается коэффициент передачи, увеличивается нечувствительность) Продуваются соединительные линии измерительного преобразователя
	При отключении регулятора регулируемый параметр продолжает колебаться	Колебания регулируемого параметра из-за технологических причин	Устраняются технологические причины колебаний регулируемого параметра. Вводится Тдемп (Тф) регулирующего устройства и увеличивается нечувствительность