Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и о внесении изменений в приказы Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. № 757, от 12 июля 2018 г. № 548

169. Система регулирования гидротурбины, за исключением гидротурбин ГЭС, ГАЭС установленной мощностью 5 МВт и ниже и классом напряжения 6 кВ и ниже, оснащенных пуско-останавливающими устройствами, должна обеспечивать:

автоматический пуск и останов;

поддержание номинальной частоты вращения на холостом ходу и под нагрузкой;

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

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

170. На каждой ГЭС, ГАЭС владельцем электростанции должны быть разработаны и утверждены производственные (местные) инструкции по эксплуатации гидротурбин при нормальной и аварийной ситуациях.

171. Работа регулятора скорости и параметры настройки системы регулирования должны проверяться после проведения ремонта узлов системы регулирования. Периодичность и объем проверки работы регулятора скорости и параметров настройки системы регулирования в межремонтный период должны определяться в производственной (местной) инструкции.

172. Для каждого гидроагрегата должно быть определено и организовано в установленные производственной (местной) инструкцией сроки проведение периодического контроля минимального времени прохождения следующих процессов:

закрытия направляющего аппарата гидротурбины до зоны демпфирования при сбросе нагрузки;

открытия направляющего аппарата гидротурбины при наборе нагрузки с максимальной скоростью;

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

закрытия и открытия регулирующей иглы и отклонителей струи ковшовой гидротурбины;

закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотника аварийного закрытия;

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

закрытия холостого выпуска гидротурбины.

С периодичностью, установленной производственной (местной) инструкцией, должна проверяться работоспособность систем регулирования.

173. Для каждой гидротурбины технической документацией организаций-изготовителей или производственной (местной) инструкцией должны быть установлены допустимые значения вибрации, реализуемые в комплексе виброконтроля и защит гидротурбины в случае, если установка указанных комплексов защит предусмотрена Методическими указаниями по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, утвержденными приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. № 85744, или проектной документацией.

______________________________

44 Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный № 58155.

174. Подшипники турбин со смазкой водой должны быть оборудованы предупредительными и аварийными сигналами по давлению и расходу воды.

Подшипники турбин со смазкой маслом должны быть оборудованы предупредительными и аварийными сигналами по температурам сегментов, горячего и холодного масла в случае, если это предусмотрено требованиями документации организации-изготовителя, минимального и максимального уровня масла в ванне в соответствии с требованиями конструкторской документации.

175. Гидротурбины должны работать при полностью открытых затворах, установленных на турбинных водоводах. Максимальное открытие направляющего аппарата гидротурбины должно быть ограничено значением, соответствующим максимально допустимой нагрузке генератора (генератора-двигателя) при таком напоре и высоте отсасывания.

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

Открытие направляющего аппарата насос-турбины, работающей в насосном режиме, должно обеспечивать работу насос-турбины с максимально возможным коэффициентом полезного действия для заданной нагрузки и действующего напора, а также минимальный уровень вибрации.

177. Пуск насос-турбины в насосный режим должен осуществляться при полностью закрытом направляющем аппарате или закрытом предтурбинном затворе.

178. Измерительные приборы контроля параметров работы обратимых гидроагрегатов должны обеспечивать контроль параметров во всех режимах работы без дополнительных переключений.

X. Требования к техническому водоснабжению объектов электроэнергетики

179. Для регулирования давления в системе водоснабжения объектов электроэнергетики должны применяться регуляторы давления или дроссельные устройства, если иное не предусмотрено проектной документацией. Регулирование давления в системе частичным открытием задвижек запрещается.

180. Арматура, установленная на трубопроводах, должна использоваться в соответствии с ее функциональным назначением.

181. На ГЭС контроль должен осуществляться за:

расходом и давлением воды в маслоохладителях подпятника и подшипников генератора и турбины;

расходом воды в направляющем подшипнике гидротурбины;

расходом и давлением воды на уплотнение вала гидротурбины;

перепадом давления на фильтрах грубой и тонкой очистки.

182. В схемах охлаждения трансформаторов и теплообменных аппаратов, заполненных маслом, должно быть обеспечено проведение периодического контроля за давлением масла. Давление воды должно быть ниже давления масла не менее чем на 0,1 кг/см2.

183. После ремонтов с разборкой системы технического водоснабжения должны быть проведены осмотры и гидравлические испытания в соответствии с требованиями организации-изготовителя или производственной (местной) инструкции.

184. При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

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

предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения.

185. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал объекта электроэнергетики должен выполнять мероприятия, предусмотренные производственной (местной) инструкцией.

186. Работа оборудования и гидроохладителей системы технического водоснабжения должна обеспечивать выполнение положений пункта 184 Правил.

187. При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями владельцем объекта электроэнергетики должны быть определены и реализованы мероприятия по исключению шугообразования.

188. Оптимальные режимы работы гидроохладителей, водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок электростанций.

189. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и брызгальных устройств должен проводиться ежегодно в весенний и осенний периоды. Обнаруженные дефекты должны быть устранены в период ремонта в соответствии с графиком ремонта.

190. Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться в соответствии с производственной (местной) инструкцией, учитывающей качество воды.

191. Осмотр решеток и сеток должен осуществляться в соответствии с производственной (местной) инструкцией, учитывающей контроль перепада давления воды.

192. В случае увлажнения и обледенения прилегающей территории и зданий при эксплуатации градирен в зимний период градирни должны быть оборудованы водоулавливающими устройствами.

В осенне-зимний период во избежание увлажнения и обледенения расположенного вблизи градирен оборудования, конструктивных элементов и территории должны быть приняты меры по изменению режима работы брызгальных устройств в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

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

193. В случае временного вывода из эксплуатации градирен с горючими элементами конструкций должны быть приняты меры противопожарной безопасности.

XI. Общие требования к эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций

194. Техническое состояние механизмов и оборудования электростанций должно обеспечивать их проектную производительность и готовность к работе.

195. Резервные механизмы и оборудование должны работать поочередно в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем.

196. Проверка срабатывания устройств АВР должна проводиться по программе (в соответствии с производственной (местной) инструкцией) и графику, утвержденным техническим руководителем.

197. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит на работающем оборудовании не допускается.

198. Перед пуском оборудования после ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств релейной и технологической защиты, блокировок, средств телемеханики и связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

199. Перед пуском оборудования после нахождения его в резерве более трех суток должны быть проверены:

работоспособность КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств телемеханики и связи;

прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства;

исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя проводились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

При неисправности защитных блокировок и устройств защиты, действующих на останов оборудования, пуск его не допускается.

200. Вывод из работы технологических защит не допускается, за исключением следующих случаев:

при работе оборудования в переходных режимах в случае, если необходимость отключения технологической защиты определена производственной (местной) инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

для периодического опробования, если оно проводится на действующем оборудовании;

при неисправности технологической защиты.

В случае, указанном в абзаце втором настоящего пункта, отключение технологической защиты должно проводиться по распоряжению начальника смены электростанции и оформляться записью в оперативной документации.

В случае, указанном в абзаце четвертом настоящего пункта, отключение технологической защиты должно проводиться по распоряжению начальника смены электростанции и оформляться записью в оперативной документации с обязательным уведомлением технического руководителя.

201. Объем включенного вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации на работающем оборудовании должен обеспечивать возможность достижения номинальной мощности (производительности) генерирующего оборудования (за исключением случаев наличия ограничений мощности).

202. Пуск основного генерирующего оборудования должен быть организован под руководством ответственного за проведение данного пуска лица в соответствии с порядком, установленным техническим руководителем.

203. В зимний период на оборудовании, находящемся в резерве или ремонте, должно осуществляться наблюдение за температурой воздуха.

Порядок эксплуатации оборудования при отрицательной температуре наружного воздуха должен быть определен производственной (местной) инструкцией.

204. При эксплуатации генерирующего оборудования должны быть обеспечены:

надежность и безопасность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность к несению электрической и тепловой нагрузки в пределах регулировочного диапазона;

поддержание параметров маневренности генерирующего оборудования, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования и продолжительности пуска из различных тепловых состояний.

205. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства электростанций в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XII - XVI Правил.

При эксплуатации оборудования электростанций, работающего под избыточным давлением, в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XVII Правил.

При эксплуатации турбинных и газопоршневых установок в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XVIII - XX Правил.

При эксплуатации блочных установок ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XXI Правил.

При эксплуатации оборудования и систем водоподготовки и водно-химического режима ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XXII - XXVI Правил.

При эксплуатации станционных теплофикационных установок в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XXVII Правил.

При эксплуатации систем управления технологическими процессами ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой и главой VII Правил, должны соблюдаться требования главы XXVIII Правил.

При эксплуатации оборудования и систем золоулавливания и золоудаления ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XXIX Правил.

XII. Требования к эксплуатации топливно-транспортного хозяйства

206. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны быть обеспечены:

доставка топлива на объект электроэнергетики;

надежность и безопасность работы систем топливоподготовки и топливоподачи;

приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

складирование доставленного топлива;

создание и поддержание нормативных запасов топлива в соответствии с Порядком создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива, в том числе в отопительный сезон, утвержденным приказом Минэнерго России от 27 ноября 2020 г. № 106245;

хранение и использование запаса топлива в порядке, установленном техническим руководителем;

бесперебойная подготовка и подача топлива к месту его использования.

207. Система учета топлива должна обеспечивать определение количества и качества поступающего на склад и подаваемого в топливоиспользующие установки топлива в соответствии с проектной документацией.

208. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства электростанций в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XIII - XVI Правил.

______________________________

45 Зарегистрирован Минюстом России 30 марта 2021 г., регистрационный № 62920.

XIII. Требования к эксплуатации хозяйства твердого топлива

209. Хранение топлива на складе должно быть организовано в соответствии с проектной документацией и разработанной на ее основе производственной (местной) инструкцией по хранению углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций, учитывающей параметры склада и характеристики принимаемых на склад топлив.

210. Механизмы и оборудование топливных складов должны обеспечивать их проектную производительность.

211. При переводе электростанции на сезонное сжигание газообразного или жидкого топлива одна нитка подачи твердого топлива должна быть в постоянной готовности к работе.

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

213. Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающих аспирационных устройствах, средствах пылеподавления запрещается.

На работающем конвейере металлоуловители должны быть постоянно включены и сблокированы с ним. Эксплуатация конвейера топливоподачи при неработающей системе металлоулавливания запрещается.

Владельцем объекта электроэнергетики должны быть приняты меры, направленные на исключение зависания топлива в бункерах и течках.

214. Эксплуатация транспортеров с выведенной или неисправной блокировкой, аспирационными устройствами и средствами пылеподавления не допускается.

215. Запыленность и загазованность воздуха (содержание монооксида углерода) в помещениях системы топливоподачи должны контролироваться по графику, утвержденному техническим руководителем.

В производственных помещениях должна соблюдаться чистота. График уборки производственных помещений должен быть утвержден техническим руководителем.

Гидроуборку при температуре в помещениях ниже 5°C, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних помещений проводить не разрешается.

216. При соединении и ремонте конвейерных лент применение деталей и материалов, дающих искрение, не допускается.

XIV. Требования к эксплуатации хозяйства жидкого топлива

217. При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должна обеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованного топлива с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок котлов и газотурбинных установок (далее - ГТУ).

При хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не должно быть допущено его обводнения.

Слив топлива должен проводиться по утвержденной техническим руководителем инструкции.

218. У владельца объекта электроэнергетики должны быть в наличии технические паспорта на трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутники.

219. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн должен быть спущен полностью. Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться по мере загрязнения.

220. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях) мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей работу перекачивающих насосов.

Мазут в резервуарах, из которых осуществляется подача на форсунки котлов, должен подогреваться. В системе трубопроводов жидкого топлива, по которым подается мазут на форсунки котлов, должна осуществляться рециркуляция мазута для обеспечения возможности его быстрого использования.

Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах хранения топлива не должна быть выше 90°C.

На приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые должны утверждаться техническим руководителем.

221. Наружный осмотр мазутопроводов и арматуры, в том числе в котельном отделении, должен проводиться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в год.

222. Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску.

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

223. При выводе в ремонт топливопроводы или оборудование должны быть отключены от работающего оборудования, сдренированы и в случае производства внутренних и (или) огневых работ пропарены и заглушены.

На отключенных участках топливопроводов паровые или другие спутники должны быть отключены.

Перед включением в работу мазутного резервуара с мазутом, хранящимся свыше 6 месяцев, из придонного слоя (до 0,5 м) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды в мазутопроводы в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

224. По утвержденному техническим руководителем графику, но не реже 1 раза в неделю должны проверяться:

действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры топлива, подаваемого на сжигание;

действие сигнализации понижения давления топлива, подаваемого на сжигание;

правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.

XV. Требования к приему, хранению и подготовке к сжиганию жидкого топлива ГТУ

225. Приемка на склад, подготовка к сжиганию вида жидкого топлива, не указанного в проектной документации, должна осуществляться в соответствии с утвержденной техническим руководителем программой.

Использование жидких топлив с температурой вспышки ниже 45°C, с вязкостью выше 16°ВУ (118 мм2/с) при температуре 80°C допускается только при наличии проектного обоснования или на основании документации организации - изготовителя ГТУ.

226. Слив топлива должен быть организован закрытым способом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники, арматура должны быть в исправном состоянии, чтобы не допускать загрязнения топлива и его застывания.

Минимальная и максимальная температура жидкого топлива в резервуарах должна быть указана в производственных (местных) инструкциях.

227. После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топлива должны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергаться химической промывке и пассивации с последующей промывкой газотурбинным топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.

228. Периодичность контроля качества топлива и присадки при хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и определяемые показатели качества должны быть установлены производственной (местной) инструкцией с учетом проектных решений.

229. Эксплуатация газового хозяйства объекта электроэнергетики должна быть организована в соответствии с положениями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 53146, в части требований безопасности, относящихся к газораспределению и газопотреблению (далее - Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления).

______________________________

46 Зарегистрирован Минюстом России 30 декабря 2020 г., регистрационный № 61962.

XVI. Требования к эксплуатации пылеприготовительных установок

230. При эксплуатации пылеприготовительных установок должна быть обеспечена бесперебойная подача к горелкам котла угольной пыли требуемой тонины помола и влажности в количестве, соответствующем нагрузке котла.

Система пылеприготовления должна обеспечивать работу котла в соответствии с его режимной картой.

Режимная карта котла должна составляться после пуска новой системы пылеприготовления и пересматриваться после реконструкции (модернизации), а также после проведения капитального ремонта.

231. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, а также после ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 суток) ее оборудование должно быть осмотрено, проверена исправность КИП, устройств дистанционного управления, защиты, сигнализации, блокировок и автоматики.

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

Открытие люков и лазов, а также внутренний осмотр установки должны выполняться с соблюдением мер безопасности, предусматриваемых производственной (местной) инструкцией.

Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной установки независимо от вида размалываемого топлива для выявления возможных мест отложений пыли и их устранения должен быть проведен внутренний осмотр установки с вскрытием люков и лазов.

Контрольный внутренний осмотр вновь смонтированной или реконструированной установки с составлением акта должен быть проведен не позднее чем через 200 часов работы системы пылеприготовления специальной комиссией, назначаемой техническим руководителем.

232. При эксплуатации пылеприготовительных установок:

должны быть включены и находиться в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы, устройства сигнализации, технологические защиты и блокировки, предусмотренные проектной документацией;

должен осуществляться контроль за тонкостью пыли в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

233. При эксплуатации пылеприготовительных установок должен быть организован контроль за следующими процессами, показателями и оборудованием:

бесперебойным поступлением топлива в мельницы;

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

температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращения ее повышения сверх значений, указанных в таблицах 1 и 2 приложения № 3 к Правилам.

234. При повышении температуры сушильного агента и пылегазовоздушной смеси до значений, указанных в таблицах 1 и 2 приложения № 3 к Правилам, должны приниматься меры по ее экстренному снижению, а при превышении этих значений на 10°C система пылеприготовления должна быть незамедлительно остановлена и включены системы паро- и водотушения.

235. Контроль и устранение присосов воздуха в пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику, утвержденному техническим руководителем, но не реже одного раза в месяц, а также перед выводом в капитальные и средние ремонты.

Присосы воздуха в пылеприготовительной установке должны быть не выше значений, приведенных в приложении № 4 к Правилам и выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги из топлива.

В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке определение значений присосов не требуется, а плотность установки должна проверяться путем подачи воздуха.

236. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках должно контролироваться состояние устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента, аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов согласно графику, утвержденному техническим руководителем.

Эффективность очистки от пыли отработавшего сушильного агента должна проверяться не реже двух раз в год, а также перед выводом в капитальный ремонт или на реконструкцию.

237. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах пыль должна периодически срабатываться до минимального уровня. Периодичность срабатывания должна быть установлена производственной (местной) инструкцией. В зависимости от способности пыли к слеживанию и самовозгоранию должен быть установлен предельный срок ее хранения в бункерах.

При каждом останове систем пылеприготовления на срок, превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, при переходе электростанции на сжигание газа или мазута на установленный технической документацией период, а также перед капитальным ремонтом котла пыль должна быть полностью сработана в топку работающего котла, бункера осмотрены и очищены.

Подавать пыль в топку неработающего котла не допускается.

Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли путем спуска ее в бункера.

238. В производственной (местной) инструкции по эксплуатации систем пылеприготовления должны быть определены меры по исключению зависания и самовозгорания бункера сырого топлива, в том числе срабатыванием до минимального уровня в сроки и с периодичностью, установленных графиком, утвержденным техническим руководителем.

При переходе на сжигание газа и мазута на установленный технической документацией период бункера котла должны быть полностью опорожнены.

239. Для поддержания установленной шаровой загрузки в барабанных мельницах должна быть организована регулярная добавка шаров в соответствии с требованиями, установленными документацией организации-изготовителя. При отсутствии указанных требований должна быть организована добавка шаров диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, с твердостью по методу измерения Бринелля не ниже 400 hardness Brinell (далее - HB). Периодичность добавки шаров должна обеспечивать фактическую шаровую загрузку не менее 95% от проектного значения. Во время ремонта при сортировке шары диаметром менее 15 мм должны быть удалены.

240. В помещениях пылеприготовительных установок с периодичностью, установленной в технической документации, должна проводиться уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли.

При обнаружении пыления должны приниматься меры к его незамедлительному устранению. Должен быть организован контроль за предотвращением накопления пыли на горячих поверхностях оборудования.

Уборка помещений должна проводиться методом, обеспечивающим отсутствие завихрения пыли. Выполнение ручной уборки пыли допускается только после предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания.

Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, способным вызвать взвихривание пыли, не допускается.

241. Пылеприготовительная установка и оборудование топливоподачи должны проверяться на предмет соответствия схемно-технических решений проектной документации, проектным характеристикам, паспортным характеристикам организации - изготовителя оборудования:

перед вводом в работу по завершении монтажа, капитального ремонта и реконструкции установки;

периодически в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем, но не реже чем один раз в 6000 часов;

после каждого аварийного останова вследствие взрыва в пылеприготовительной установке с вскрытием взрывных предохранительных клапанов и (или) разрушением оборудования.

Результаты освидетельствования должны оформляться актом, утверждаемым техническим руководителем.

XVII. Требования к эксплуатации паровых и водогрейных котельных установок

242. При эксплуатации оборудования, работающего под избыточным давлением, должно быть обеспечено соблюдение требований законодательства в сфере промышленной безопасности опасных производственных объектов, требований проектной документации, документации организаций-изготовителей и производственных (местных) инструкций по эксплуатации.

243. Эксплуатация котла должна вестись в соответствии с режимной картой, утвержденной техническим руководителем.

Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки производственной (местной) инструкции должны проводиться:

при вводе котла в эксплуатацию;

после внесения в котел конструктивных изменений;

при переходе на другой вид или марку топлива;

для выяснения причин отклонения параметров от заданных значений.

Котлы должны быть оборудованы приспособлениями, необходимыми для проведения эксплуатационных испытаний.

Режимная карта должна быть пересмотрена после реконструкции или модернизации котла, реконструкции или замены горелочных устройств (для котла-утилизатора без дожига - после реконструкции или модернизации газовой турбины), изменения марки или качества топлива, но не реже 1 раза в 5 лет.

244. Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котельных установок должны проводиться испытания рабочего комплекта мазутных форсунок на водяном стенде для проверки их производительности и качества распыливания не реже 1 раза в 12 месяцев, если меньший интервал не установлен производственной (местной) инструкцией.

245. При эксплуатации котлов температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже значений, установленных в приложении № 5 к Правилам.

246. Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании мазута с содержанием серы более 0,5% должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150°C, если иного не установлено проектной документацией.

Растопка котла на мазуте с содержанием серы более 0,5% должна проводиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха).

Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть не ниже 90°C, если иное не установлено проектной документацией.

247. На котлах, сжигающих твердое топливо в пылевидном состоянии, должен быть организован отбор проб летучей золы для контроля потерь тепла от механической неполноты сгорания. Периодичность отбора проб золы уноса должна быть установлена производственной (местной) инструкцией, но не реже одного раза в смену при сжигании угля марки АШ и тощих углей и не реже одного раза в сутки при сжигании других твердых топлив.

248. Котел должен быть незамедлительно остановлен (отключен) оперативным персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правилами промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением", утвержденными приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 53647 (далее - Правила промышленной безопасности ОПО). При останове (отключении) котла в указанном случае оперативный персонал должен действовать самостоятельно, без согласования своих действий с начальником цеха.

______________________________

47 Зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2020 г., регистрационный № 61998.

249. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя в случаях:

обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;

выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с нормами, установленными Правилами;

прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и КИП.

250. Основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование, в том числе арматура, оборудование, работающее под избыточным давлением, должны быть пронумерованы и (или) закодированы.

В случае применения на объекте электроэнергетики двух систем идентификации оборудования нумерация может быть выполнена двойной.

Основное оборудование должно иметь порядковые номера, а вспомогательное - тот же номер, что и основное, с добавлением букв А, Б, В и далее. Нумерация оборудования должна осуществляться от постоянного торца здания и от ряда А. На дубль-блоках каждому котлу должен присваиваться номер блока с добавлением букв А и Б. Отдельные звенья системы топливоподачи должны быть пронумерованы последовательно и в направлении движения топлива, а параллельные звенья - с добавлением к этим номерам букв А и Б по ходу топлива слева направо.

251. Тепловые испытания паровых и водогрейных котельных установок должны проводиться:

на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 5 лет) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

Снятие энергетических характеристик паровых и водогрейных котельных установок должно осуществляться на основном и резервном виде топлива.

Указанные в настоящем пункте тепловые испытания должны проводиться для объектов электроэнергетики, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и выше.

XVIII. Общие требования к эксплуатации турбинных и газопоршневых установок ТЭС

252. Система автоматического регулирования турбин и газопоршневых установок должна:

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

устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины (вала газопоршневой установки) на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона по оборотам) при номинальных и пусковых параметрах рабочего тела (пара, газа);

удерживать частоту вращения ротора турбины (вала газопоршневой установки) ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара (газа) при номинальных его параметрах.

253. Проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины или газопоршневой установки от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

254. Автоматы безопасности турбинных установок должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов не более чем на 12% сверх номинальной, если иное не указано в производственной (местной) инструкции.

255. Настройка автомата безопасности должна проводиться на специальном разгонном стенде или в соответствии с рекомендациями организации-изготовителя.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промежуточного перегрева (далее - промперегрев);

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

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара;

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны топливного газа или жидкого топлива для ГТУ.

256. Критерии плотности стопорных и регулирующих клапанов (газовых клапанов - для ГТУ и газопоршневых установок) должны указываться в производственной (местной) инструкции. Плотность каждой группы клапанов должна проверяться раздельно.

257. Стопорные и регулирующие клапаны (газовые клапаны - для ГТУ и газопоршневых установок) должны расхаживаться на полный ход автоматически или вручную в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

258. Пуск турбинной или газопоршневой установки должен быть организован под руководством лица, назначенного техническим руководителем.

259. Пуск турбинной или газопоршневой установки не допускается в случаях:

неисправности или отключения какой-либо из защит;

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины или газопоршневой установки от допустимых значений, регламентированных организацией - изготовителем турбины или газопоршневой установки;

наличия дефектов системы регулирования;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора (за исключением уплотнений генератора газопоршневых установок) или устройств их автоматического включения;

отклонения от норм качества рабочего тела или масла, а также при температуре или давлении рабочего тела или масла ниже или выше установленных пределов.

Повторный пуск турбинной или газопоршневой установки после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

260. Турбинная или газопоршневая установка должны быть отключены персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях, определенных инструкцией организации-изготовителя:

повышения частоты вращения ротора (коленчатого вала) сверх допустимого предела (настройкой автомата безопасности);

повышения температуры любого вкладыша или колодки любого из опорных подшипников для турбинных установок сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или в системе смазки газопоршневой установки, подшипников уплотнений вала генератора (за исключением уплотнений генератора газопоршневых установок) сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки или уровня в масляном баке ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

воспламенения масла и (или) водорода;

появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбинных установок;

возникновения кругового огня на контактных кольцах генератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя для турбинных установок;

возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в инструкции по эксплуатации организации-изготовителя;

внезапного повышения вибрации агрегата;

осевого сдвига роторов турбины (турбин ГТУ) или коленчатого вала газопоршневой установки сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

относительных перемещений роторов турбины (турбин ГТУ) или коленчатого вала газопоршневой установки сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

прослушивания металлических звуков (скрежета, стука), необычных шумов внутри турбинной или газопоршневой установки;

обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов;

заедания газовых клапанов - для ГТУ или газопоршневой установки;

прекращения протока охлаждающей воды через обмотки генератора;

снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители, маслоохладители, теплообменники охлаждающей жидкости ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всего оборудования турбины или газопоршневой установки или ее контроля;

понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала генератора турбинной установки ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала генератора ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

отключения масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений) для турбинных установок;

отключения генератора из-за внутреннего повреждения.

Одновременно с отключением турбинной или газопоршневой установки действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

Производственная инструкция по эксплуатации должна содержать указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по ГТУ.

261. Турбинная или газопоршневая установка должна быть разгружена или остановлена по решению технического руководителя в случаях:

нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

при неисправности отдельных оперативных КИП.

262. Проверка (испытания) работы системы регулирования турбинной или газопоршневой установки мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:

при приемке турбинной или газопоршневой установки в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбинной или газопоршневой установки или статическую и (или) динамическую характеристики системы регулирования;

при выявлении изменений статических и (или) динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

263. При выводе турбинной или газопоршневой установки в длительный резерв необходимость и порядок проведения консервации должны определяться производственной (местной) инструкцией.

264. При эксплуатации паротурбинных установок в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XIX Правил.

При эксплуатации ГТУ, в том числе работающих в составе парогазовых установок (далее - ПГУ), в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XX Правил.

XIX. Требования к эксплуатации паротурбинных установок

265. При эксплуатации паротурбинных установок должны выполняться общие требования главы XVIII Правил, а также дополнительные требования настоящей главы Правил.

Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять требованиям Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и техническим условиям на поставку паровых турбин.

Для эксплуатируемых паровых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 г., а также паровых турбин иностранного производства значения параметров работы системы регулирования паровых турбин должны соответствовать следующим значениям:

а) степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара - 4 - 5% (для паровых турбин типа "Р" допускается значение 4,5 - 6,5%);

б) местная степень неравномерности по частоте вращения:

минимальная в любом диапазоне нагрузок - не ниже 2,5%;

максимальная:

в диапазоне нагрузок до 15% номинальной мощности - не более 10%;

в диапазоне нагрузок от 15% номинальной мощности до максимальной мощности - не более 6%;

в) степень нечувствительности по частоте вращения - не более 0,3% (для паровых турбин года выпуска до 1950 года допускается значение не более 0,5%);

г) степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления:

при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа), кПа, не более 5%;

при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа) и выше - не более 2%.

При наличии потребителей пара степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна соответствовать требованиям потребителей пара, согласованным с организацией - изготовителем паровых турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

266. Проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями организаций - изготовителей паровых турбин по программе, утвержденной техническим руководителем.

267. Система защиты паровой турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (за исключением случаев, если иное установлено в инструкции организации - изготовителя паровой турбины):

после монтажа паровой турбины;

после капитального ремонта;

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

при пуске после разборки автомата безопасности;

при пуске после длительного (более 3 месяцев) простоя паровой турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

при пуске после простоя паровой турбины в резерве более 1 месяца в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;

при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 месяца).

В случаях, указанных в абзацах восьмом и девятом настоящего пункта Правил, допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном организацией - изготовителем паровой турбины), но с проверкой действия всех цепей защиты.

Испытания защиты паровой турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством лица, назначенного техническим руководителем.

268. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

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

В качестве критерия плотности должна использоваться частота вращения ротора паровой турбины, определяемая после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения ротора паровой турбины должно определяться в соответствии с инструкцией организации - изготовителя паровой турбины, а для паровых турбин, критерии проверки которых не приведены в инструкциях организации-изготовителя, не должно быть выше 50% номинальной частоты вращения при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора паровой турбины.

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

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

на полный ход - перед пуском паровой турбины и в случаях, предусмотренных производственной (местной) инструкцией или документацией организации-изготовителя;

на часть хода - ежесуточно во время работы паровой турбины, если иное не предусмотрено документацией организации-изготовителя.

При расхаживании клапанов на полный ход персоналом объекта электроэнергетики должна быть проверена плавность их хода и посадки.

270. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием паровой турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно-охладительными установками и другими источниками пара, проверке на плотность допускается не подвергать в случае, если отсутствуют такие требования в документации организации - изготовителя паровой турбины.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове паровой турбины, а при непрерывной работе - периодически по графику, утвержденному техническим руководителем, но не реже одного раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа паровой турбины с отбором пара не допускается.

271. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной паровой турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия положениям главы XVIII Правил и данным организации-изготовителя должны выполняться:

после монтажа паровой турбины;

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

Фактическое время закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов должно удовлетворять требованиям организации-изготовителя.

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

после монтажа паровой турбины;

после капитального ремонта паровой турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

272. Испытания системы регулирования серийных паровых турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее - ЭГП), допускается проводить путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

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

При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от допустимых значений, предусмотренных технической документацией, выявлении увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного организацией-изготовителем или в производственной (местной) инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины таких отклонений. Техническим руководителем должны быть определены условия эксплуатации паровой турбины в период до устранения выявленных отклонений.

273. Эксплуатация паровых турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное решение по условиям механического состояния паротурбинной установки с разрешения технического руководителя и в течение установленного им срока. В указанном случае мощность паровой турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

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

Для паровых турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка АВР перед остановом не должна проводиться.

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

275. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее - ПВД) не допускается при:

отсутствии или неисправности элементов его защиты;

неисправности клапана регулятора уровня.

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

отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

отключении любого ПВД по причине снижения или потери давления пара.

ПВД (группа ПВД) должны быть незамедлительно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня.

При неисправном состоянии других, кроме клапана регулятора уровня, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании ПВД (группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем.

276. Пуск паровой турбины не допускается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний паровой турбины от допустимых значений, установленных организацией - изготовителем паровой турбины;

неисправности любой из защит, действующих на останов паровой турбины;

наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону паровой турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения;

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла и (или) температуры масла от требований, установленных организацией-изготовителем;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от допустимых значений, определенных главой XXVI Правил.

277. При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении допустимого значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток. При вибрации 11,2 мм/с и более паровая турбина должна быть отключена действием защиты или вручную, если иное значение не установлено организацией-изготовителем.

Паровая турбина должна быть незамедлительно остановлена персоналом, если при установившемся режиме происходит одновременное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

При возникновении низкочастотной вибрации турбоагрегата, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты меры к ее устранению.

Паровая турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение периода от 1 до 3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Контроль вибрации по размаху виброперемещения допускается осуществлять временно - до оснащения необходимой аппаратурой.

Длительная эксплуатация паровой турбины допускается:

при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об./мин.;

при изменении вибрации на 1 - 2 мм/с эквивалентно изменению размаха колебаний на 10 - 20 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и 20 - 40 мкм при частоте вращения 1500 об./мин.

278. Паротурбинная установка должна быть незамедлительно отключена персоналом в минимально возможные сроки при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях, указанных в пункте 260 Правил, а также в случаях:

недопустимого повышения температуры любой колодки упорного подшипника;

недопустимого повышения давления в конденсаторе;

недопустимого перепада давлений на последней ступени у паровых турбин с противодавлением;

недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в паровой турбине;

обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения.

Необходимость срыва вакуума при отключении паровой турбины должна быть определена производственной (местной) инструкцией с учетом указаний организации - изготовителя паровой турбины.

Производственная (местная) инструкция должна также содержать указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

279. Паровая турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем в случаях, указанных в пункте 261 Правил, а также в случаях:

заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков;

заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

неисправностей в системе регулирования;

нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова паровой турбины;

увеличения вибрации опор выше 7,1 мм/с, но не более чем на 7 суток;

выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

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

обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от допустимых значений, определенных главой XXVI Правил;

обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

280. Тепловые испытания паротурбинных установок со снятием энергетических характеристик должны проводиться:

на вновь смонтированном и (или) модернизированном (реконструированном) оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 5 лет для подтверждения соответствия энергетических характеристик паротурбинной установки нормативным характеристикам.

Указанные в настоящем пункте тепловые испытания должны проводиться для объектов электроэнергетики, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и выше.

XX. Требования к эксплуатации ГТУ (автономных и работающих в составе ПГУ)

281. При эксплуатации ГТУ должны выполняться общие требования главы XVIII Правил, а также дополнительные требования, установленные настоящей главой Правил.

Система регулирования ГТУ должна:

устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;

удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);

поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;

обеспечивать нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10°C;

обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

обеспечивать степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4 - 5% номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях; минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%);

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

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

282. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ, если иное не установлено инструкцией организации-изготовителя.

Режим работы антиобледенительной системы ГТУ должен обеспечивать нормальную работу ГТУ в рабочем диапазоне температур наружного воздуха без обледенения воздушных фильтров и проточной части компрессора ГТУ.

283. Газовый тракт после ГТУ должен быть оборудован КИП (газоанализаторами), необходимыми для измерения и контроля состава отработавших газов и настройки режимов горения.

284. Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна проводиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем.

285. Пуск, синхронизация, набор нагрузки, а также плановый останов ГТУ из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически по заданной программе с учетом инструкции организации-изготовителя.

286. Перед пуском ГТУ после ремонта продолжительностью более 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

287. Пуск ГТУ не допускается в случаях, предусмотренных пунктами 114 и 115 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления, а также инструкцией организации-изготовителя и пунктом 259 Правил.

288. Перед зажиганием топлива в камере или камерах сгорания тракты газовых турбин (газотурбинных двигателей), не входящих в состав ГТУ с отпуском тепла и ПГУ, должны быть провентилированы не менее 2 минут при работе на жидком и 5 минут - при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 минут при работе на жидком и 10 минут при работе на газообразном топливе не допускается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в производственной (местной) инструкции.

289. Вентиляция газовоздушного тракта ГТУ с котлом-утилизатором или теплообменниками, входящими в состав ГТУ с отпуском тепла или ПГУ, до зажигания топлива при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через ГТУ при вращении ее ротора пусковым устройством.

290. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ с отпуском тепла и ПГУ после останова газовой турбины должен использоваться режим холодной прокрутки, осуществляемый с помощью пускового устройства или валоповоротного устройства, с учетом вентиляции за счет выбега газовой турбины при ее останове.

291. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ с отпуском тепла и ПГУ с котлом-утилизатором или теплообменниками, должны обеспечивать шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы при непрерывной вентиляции за время не более 5 минут.

После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины должна проводиться вентиляция газовоздушного тракта согласно пунктам 288 и 289 Правил.

Установки, на которых пусковые устройства не обеспечивают выполнение указанных условий вентиляции газовоздушного тракта, должны оснащаться дутьевыми вентиляторами. Продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть определена в производственной (местной) инструкции.

292. Пуск должен быть незамедлительно прекращен действием защит или персоналом в случаях, указанных в пункте 116 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления.

293. ГТУ должна быть незамедлительно отключена действием защит или персоналом в случаях, предусмотренных пунктом 117 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления, а также в случаях:

превышения допустимой концентрации загазованности в любом отсеке ГТУ;

отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ;

повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов сверх допустимого предела, установленного технической документацией, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием ГТУ или его контроля.

294. ГТУ должна быть разгружена или остановлена по решению технического руководителя в случаях, предусмотренных пунктом 118 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления и пунктом 261 Правил.

295. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в производственной (местной) инструкции.

296. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:

при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику ГТУ или статическую и динамическую характеристики системы регулирования;

при выявлении изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

297. Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны проводиться в сроки, установленные техническим руководителем.

298. Оценка вибрационного состояния и принятие решения об останове ГТУ по причине неудовлетворительного вибрационного состояния должны выполняться на основании значений, установленных производственной (местной) инструкцией.

299. Тепловые испытания ГТУ с отпуском тепла и ПГУ должны проводиться:

на вновь смонтированном и (или) реконструированном (модернизированном) оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 5 лет на подтверждение соответствия ГТУ и ПГУ нормативным характеристикам.

Снятие показателей энергетических характеристик при вводе в эксплуатацию для ПГУ должно проводиться на основном виде топлива.

Указанные в настоящем пункте тепловые испытания должны проводиться для объектов электроэнергетики, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и выше.

XXI. Требования к эксплуатации блочных установок ТЭС

300. При эксплуатации энергоблока должны быть обеспечены:

надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность несения тепловой нагрузки (при наличии), электрической нагрузки в пределах всего регулировочного диапазона активной мощности, несения располагаемой мощности и разгрузки до технологического (технического) минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения минимально допустимого для этого режима работы состава вспомогательного оборудования и сохранения автоматического регулирования или отдельных регуляторов.

При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего основного и вспомогательного оборудования и отключение автоматического регулирования.

301. Скорость изменения нагрузки энергоблока должна устанавливаться на основании испытаний для действующих энергоблоков, введенных в эксплуатацию до вступления в силу Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, и в соответствии с пунктом 116 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем для энергоблоков, введенных в эксплуатацию после вступления в силу указанных правил.

302. Для вновь вводимого генерирующего оборудования и при реконструкции (модернизации) действующего генерирующего оборудования и (или) его систем регулирования должно быть обеспечено определение реальных характеристик изменения активной мощности генерирующего оборудования ТЭС во времени при реализации импульсной разгрузки турбины. Определение характеристик изменения активной мощности генерирующего оборудования ТЭС во времени должно осуществляться по результатам натурных испытаний.

303. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов цилиндра высокого давления турбины после проведения специальных испытаний при условии согласования режимов с организациями - изготовителями котлов. Указанное требование не распространяется на энергоблоки, участвующие в мероприятиях, инициированных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, выполнению которых оно может препятствовать.

Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны проводиться без расхолаживания оборудования.

304. Пуск энергоблока не допускается в случаях:

наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования, входящих в состав энергоблока, в соответствии с Правилами;

неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

305. Энергоблок должен быть незамедлительно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

отключения всех питательных насосов;

образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока;

пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.

306. Пуском и остановом энергоблока должно руководить лицо, назначенное техническим руководителем.

307. Изменение проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускается на основании проектной документации.

308. Тепловые испытания блочных установок ТЭС со снятием энергетических характеристик должны проводиться:

на вновь смонтированном и (или) модернизированном (реконструированном) оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 5 лет для подтверждения соответствия энергетических характеристик блочных установок ТЭС нормативным характеристикам.

Указанные в настоящем пункте тепловые испытания должны проводиться для объектов электроэнергетики, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и выше.

XXII. Общие требования к водоподготовке и водно-химическому режиму объектов электроэнергетики

309. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

310. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, должен осуществлять персонал цеха (лаборатории или иного подразделения), обеспечивающего эксплуатацию водоподготовительных установок и поддержание водно-химического режима электростанций и тепловых сетей (далее - химический цех).

Включение в работу и отключение оборудования, которое может вызвать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом.

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять персонал ответственного структурного подразделения, определенного в соответствии с организационной структурой управления, утверждаемой в соответствии с пунктом 5 Правил, с участием персонала химического цеха.

Изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим электростанции (тепловых сетей), должны выполняться на основании проектной документации.

311. Разработка и внедрение на электростанции новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должны осуществляться владельцем электростанции с привлечением организаций, осуществляющих деятельность по разработке (проведению научно-исследовательских, опытно-конструкторских работ, работ по проектированию, пусконаладочных работ) указанных новых методов (режимов). Внедрение новых методов водоподготовки на действующем оборудовании электростанции должно осуществляться по согласованию с организацией-изготовителем основного технологического оборудования.

XXIII. Требования к водоподготовке и коррекционной обработке воды

312. Владелец объекта электроэнергетики должен обеспечить соответствие технологической схемы обессоливающей установки проектной документации.

При вводе в эксплуатацию нового теплоэнергетического оборудования электростанции комплекс водоподготовительных установок, установок очистки конденсата, коррекционной обработки воды, реагентного и бакового хозяйства должен обеспечить проведение предпусковой очистки паро-водяных контуров.

313. Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны быть включены в работу при пуске установок.

314. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на таких поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионностойких материалов.

315. Ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен проводиться в соответствии с Правилами ТОиР. Измерение уровней фильтрующих материалов должно проводиться с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем, с учетом условий текущей эксплуатации фильтров и требований технической документации.

316. На энергоблоках сверхкритического давления допускается применение гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного водно-химических режимов при соблюдении условий, предусмотренных документацией организаций-изготовителей и производственными (местными) инструкциями.

Внедрение новых водно-химических режимов должно проводиться в соответствии с требованиями пункта 311 Правил.

317. На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. Значение pH котловой воды должно корректироваться раствором едкого натра.

Внедрение новых водно-химических режимов должно проводиться в соответствии с требованиями пункта 311 Правил.

318. На котлах давлением 40 - 100 кгс/см2 (3,9 - 9,8 МПа) по решению технического руководителя допускается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

При подпитке котлов с естественной циркуляцией глубоко обессоленной водой и pH в соответствии с установленными нормами допускается ведение водно-химического режима без подачи фосфатного раствора в барабан котла.

319. На котлах давлением до 70 кгс/см2 (7 МПа) для более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации допускается проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше для более глубокого удаления кислорода обработка конденсата или питательной воды должна проводиться гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и других отраслей промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре.

Поддержание необходимых значений pH питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

XXIV. Требования к водно-химическому режиму котлов-утилизаторов ТЭС с энергоблоками ПТУ

320. Водно-химический режим котлов-утилизаторов ТЭС с энергоблоками ПТУ должен выбираться с учетом особенностей тепловой схемы энергоблока ПТУ и требований организации - изготовителя оборудования.

Выбор единого или индивидуального для каждого контура водно-химического режима котла-утилизатора должен определяться техническим руководителем по результатам проведения тепло-химических испытаний с учетом обеспечения требуемого качества воды и пара.

321. При исполнении котла-утилизатора по барабанной схеме независимо от количества контуров допускается организация водно-химических режимов, приведенных в приложении № 6 к Правилам.

322. Для комбинированной схемы (наличие наряду с контурами, выполненными по барабанной схеме, прямоточного контура) допускаются следующие водно-химические режимы:

аммиачный - для тракта низкого давления;

кислородно-аммиачный - для прямоточного тракта;

аминосодержащий - для всего тракта.

323. Качество добавочной воды, основного конденсата, питательной воды и пара котлов-утилизаторов должно соответствовать рекомендациям организации - изготовителя оборудования и производственным (местным) инструкциям.

324. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций организации - изготовителя котла и скорректированы по результатам теплохимических испытаний, проводимых на электростанции. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла должна определяться техническим руководителем.

XXV. Требования к осуществлению химического контроля

325. Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

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

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

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

определение количества вредных выбросов электростанции в окружающую среду.

326. На электростанции должен быть организован химический мониторинг и контроль за ведением водно-химического режима основного и вспомогательного тепломеханического и электрического оборудования.

Подразделения электростанции, осуществляющие химический контроль, должны быть оснащены оборудованием для проведения исследований (испытаний) и измерений, комплектом нормативных документов, укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим обучение и инструктаж по указанному направлению, иметь действующее заключение о состоянии измерений в лаборатории и (или) должны быть аккредитованы в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.

327. Эксплуатируемые устройства подготовки проб, установленные на контролируемых участках пароводяного тракта, должны обеспечивать охлаждение проб до температуры 20 - 40°C.

328. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, если иное не установлено документацией организации - изготовителя оборудования, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с рекомендациями организации - изготовителя оборудования и производственными (местными) инструкциями.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений руководителем подразделения электростанции, осуществляющим химический контроль, должен быть составлен в свободной форме и утвержден акт о техническом состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

XXVI. Требования к нормам качества пара и воды

329. Качество пара прямоточных котлов должно соответствовать следующим нормам:

соединения натрия, мкг/дм3, не более 5;

кремниевая кислота, мкг/дм3, не более 15;

удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3;

pH - не менее 7,5 (при нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение pH не менее 6,5).

Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на Na, Fe, Cu, аммиака и его соединений - в пересчете на NH3, кремниевой кислоты - в пересчете на SiO2, фосфатов - в пересчете на PO4. Удельная электрическая проводимость приведена для H-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25°C, значение pH - также в пересчете на 25°C.

330. Качество питательной воды прямоточных котлов должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость - не более 0,2 миллиграмма эквивалента на кубический дециметр (далее - мкг-экв/дм3);

содержание соединений натрия - не более 5 мкг/дм3;

содержание кремниевой кислоты - не более 15 мкг/дм3;

содержание соединений железа - не более 10 мкг/дм3;

растворенный кислород при кислородных режимах - в пределах от 100 до 400 мкг/дм3;

удельная электрическая проводимость - не более 0,3 мкСм/см;

содержание соединений меди в воде перед деаэратором - не более 5 мкг/дм3 (при установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов - 2 мкг/дм3);

растворенный кислород в воде после деаэратора - не более 10 мкг/дм3;

значение pH при гидразинно-аммиачном режиме - в пределах 9,1 +/- 0,1, при гидразинном режиме - в пределах 7,7 +/- 0,2, при кислородно-аммиачном режиме - в пределах 8,0 +/- 0,5, при нейтрально-кислородном режиме - в пределах 7,0 +/- 0,5;

содержание гидразина при гидразинно-аммиачном режиме: - в пределах 20 - 60 мкг/дм3, при гидразинном режиме - в пределах 80 - 100 мкг/дм3, в режиме пуска и останова - не более 3000 мкг/дм3;

содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки) - не более 0,1 мг/дм3;

содержание общего органического углерода - не более 100 мкг/дм3.

331. На электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см2 (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, содержание соединений натрия в питательной воде и паре и общая жесткость питательной воды должны быть установлены в соответствии с Правилами промышленной безопасности ОПО.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее для соблюдения требований, установленных приложением № 9 к Правилам промышленной безопасности ОПО, и надежной и безопасной работы электростанции нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин должны быть установлены производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации - изготовителя котла и на основе имеющегося опыта эксплуатации.

332. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с требованиями проектной документации, документации организации - изготовителя оборудования, производственными (местными) инструкциями в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее должна быть установлена техническим руководителем на основе имеющегося опыта эксплуатации.

333. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде - удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/дм3 по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм в питательной воде и паре не более чем на 50% допускается в течение 4 суток. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм3 по каждому из этих составляющих.

334. На электростанциях для эксплуатируемого оборудования среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно соответствовать следующим требованиям:

а) содержание соединений натрия:

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) на конденсационных электростанциях (далее - КЭС) - не более 60 мкг/дм3, на теплоэлектроцентралях (далее - ТЭЦ) - не более 100 мкг/дм3;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) на КЭС - не более 15 мкг/дм3, на ТЭЦ - не более 25 мкг/дм3;

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) на КЭС - не более 5 мкг/дм3, на ТЭЦ - не более 5 мкг/дм3;

б) содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/см2 (6,9 МПа) и выше на КЭС - не более 15 мкг/дм3, на ТЭЦ - не более 25 мкг/дм3;

в) значение pH для котлов всех давлений - не менее 7,5 (для котлов, подпитывающихся химически очищенной водой, допускается корректировка значения pH пара электростанциями по решению технического руководителя на основе имеющегося опыта эксплуатации);

г) удельная электрическая проводимость:

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) - не более 0,5 мкСм/см для дегазированной пробы (для электростанций, где установлены кондуктометры с дегазацией пробы, в том числе солемеры с малогабаритным солеконцентратором, снабженным шкалой) или 1,5 мкСм/см для H-катионированной пробы;

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - не более 0,3 мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для H-катионированной пробы.

335. На электростанциях для эксплуатируемого оборудования качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять требованиям, установленным Правилами промышленной безопасности ОПО. Для вновь вводимого оборудования качество питательной воды и пара должно соответствовать требованиям документации организаций - изготовителей котла и турбины, проектной документации в части, не противоречащей требованиям, установленным Правилами промышленной безопасности ОПО.

336. Качество питательной воды и пара котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см2 (3,9 МПа) должно соответствовать требованиям документации организации - изготовителя оборудования и производственным (местным) инструкциям.

337. Качество котловой воды, необходимый режим ее коррекционной обработки, режимы непрерывной и периодической продувок должны соответствовать требованиям Правил промышленной безопасности ОПО. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) по чистому отсеку - 0,5 - 2 мг/дм3, по солевому отсеку - не более 12 мг/дм3;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку 2 - 6 мг/дм3, по солевому отсеку - не более 30 мг/дм3.

Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле.

338. Значение pH котловой воды чистого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - 9,0 - 9,5;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже - не менее 9,3.

Значение pH котловой воды солевого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - не более 10,5;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) - не более 11,2;

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) - не более 11,8.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа), питаемых химически очищенной водой, по решению технического руководителя допускается значение pH продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение щелочностей:

Щфф = (0,2 - 0,5) Щобщ в чистом отсеке;

Щфф = (0,5 - 0,7) Щобщ в солевом отсеке,

где:

Щфф - щелочность по фенолфталеину котловой воды солевого отсека;

Щобщ - общая щелочность (по смешанному индикатору) котловой воды солевого отсека.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие - Щфф >= 0,5 Щобщ.

В случае несоблюдения требуемых значений pH и соотношений щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.

339. Для котлов с барабанами относительная щелочность котловой воды должна соответствовать значениям, установленным Правилами промышленной безопасности ОПО.

340. Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться и поддерживаться в следующих пределах для установившегося режима:

при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей - не более 1% и не менее 0,5% производительности котла;

при восполнении потерь химически очищенной водой - не более 3% и не менее 0,5%.

При пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2 - 5%. При высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.

Длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом.

Продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией с учетом местных условий.

341. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало требованиям, установленным Правилами.

342. В случае ухудшения качества пара при работе прямоточных котлов давлением 255 кгс/см2 (25 МПа):

при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм3 причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 часа;

при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 мкСм/см до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 мкСм/см до 15 мкг/дм3 причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 часа;

при неустранении указанных выше нарушений в течение 72 и 24 часов, а также при увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений натрия более 15 мкг/дм3 или снижении pH ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение 24 часов по решению технического руководителя с уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

343. В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией:

при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов;

при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 часов;

при неустранении указанных в абзацах втором и третьем настоящего пункта нарушений в течение 72 и 24 часов, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижении pH ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены в течение 24 часов по решению технического руководителя с уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

при превышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов;

при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты (и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 часов;

при неустранении указанных в абзацах шестом и седьмом настоящего пункта нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов или при увеличении содержания общей жесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен в течение 4 часов по решению технического руководителя с уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

До устранения причин нарушения качества питательной воды должны увеличиваться непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости должно проводиться усиленное фосфатирование котловой воды. При этом для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм3.

В случае снижения в котловой воде значения pH ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть незамедлительно остановлен персоналом.

344. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140 - 255 кгс/см2 (13,8 - 25 МПа) должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость - не более 0,5 мкг-экв/дм3 (при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 суток при условии соблюдения норм качества питательной воды);

удельная электрическая проводимость - не более 0,5 мкСм/см;

содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов - не более 20 мкг/дм3.

345. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно соответствовать следующим требованиям:

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) общая жесткость для котлов на жидком топливе должна составлять не более 5 мкг-экв/дм3, на других видах топлива - не более 10 мкг-экв/дм3;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) общая жесткость для котлов на жидком топливе должна составлять не более 1 мкг-экв/дм3, на других видах топлива - не более 3 мкг-экв/дм3;

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) общая жесткость для котлов на любом виде топлива должна составлять не более 1 мкг-экв/дм3.

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/дм3.

Для турбин, работающих в режиме ухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе, допускается отступление от указанных в абзацах втором - четвертом настоящего пункта значений по разрешению технического руководителя.

346. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость - не более 0,2 мкг-экв/дм3;

содержание кремниевой кислоты - не более 20 мкг/дм3;

содержание соединений натрия - не более 15 мкг/дм3;

удельная электрическая проводимость - не более 0,5 мкСм/см.

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной циркуляцией давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость - не более 1 мкг-экв/дм3;

содержание кремниевой кислоты - не более 100 мкг/дм3;

содержание соединений натрия - не более 80 мкг/дм3;

удельная электрическая проводимость - не более 2 мкСм/см.

Допускается отступление от указанных в абзацах первом - десятом настоящего пункта значений, характеризующих качество обессоленной воды, по решению технического руководителя в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения требований к качеству питательной воды, установленных Правилами.

Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение требований к качеству питательной воды, установленных Правилами.

При загрязненности, вызывающей нарушение норм, внутристанционные составляющие питательной воды до возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.

Для вновь строящихся энергоблоков качество обессоленной воды должно обеспечивать требуемые параметры качества питательной воды и пара, установленные организациями - изготовителями котла и турбины.

347. При снижении щелочности исходной воды H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 - 0,8 мг-экв/дм3.

348. При появлении в исходной воде или в тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести с периодичностью, установленной техническим руководителем.

349. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно соответствовать следующим требованиям:

содержание соединений натрия - не более 100 мкг/дм3;

содержание свободной угольной кислоты - не более 2 мг/дм3.

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных в пункте 346 Правил норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

350. Качество питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость - не более 30 мкг-экв/дм3 (при солесодержании исходной воды более 2000 мг/дм3 - не более 75 мкг-экв/дм3);

содержание кислорода - не более 30 мкг/дм3;

содержание свободной угольной кислоты - 0. На основе опыта эксплуатации по решению технического руководителя допускается отступление от значений показателей, характеризующих качество питательной воды, указанных в абзацах втором - четвертом настоящего пункта.

При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 мг/дм3 допускается фосфатирование.

Показатели качества концентрата и (или) конденсата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций организации - изготовителя испарителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых владельцем объекта электроэнергетики.

351. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость - не более 50 мкг-экв/дм3;

содержание соединений железа - не более 100 мкг/дм3;

содержание соединений меди - не более 20 мкг/дм3;

содержание соединений кремниевой кислоты - не более 120 мкг/дм3;

pH - не более 8,5 - 9,5;

перманганатная окисляемость - не более 5 мг О2/дм3;

содержание нефтепродуктов - не более 0,5 мг/дм3.

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения pH котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром. При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.

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

352. В отношении объектов по производству электрической энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, эксплуатация которых осуществляется в соответствии с Правилами, требования к показателям качества сетевой воды, а также теплоносителя, используемого для компенсации расходов и технологических потерь сетевой воды в тепловых сетях и теплопотребляющих установках, устанавливаются главой 12 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных приказом Минэнерго России от 24 марта 2003 г. № 11548 (далее - Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок).

______________________________

48 Зарегистрирован Минюстом России 2 апреля 2003 г., регистрационный № 4358.

353. Методика расчета показателей значений карбонатного индекса подпиточной воды с учетом фактических суммарных присосов водопроводной воды в тепловую сеть, а также методика определения величины присосов водопроводной воды у каждого из потребителей и определения нормы суммарных присосов водопроводной воды в тепловую сеть с учетом проектного качества подпиточной воды теплоисточников, утверждаемые техническим руководителем владельца объекта по производству электрической энергии, должны быть согласованы с теплоснабжающими и теплосетевыми организациями, осуществляющими деятельность в одной системе теплоснабжения, при заключении в соответствии с законодательством Российской Федерации о теплоснабжении соглашения об управлении системой теплоснабжения. В отношении источников тепловой энергии, функционирующих в режиме собственного потребления, указанные методики должны утверждаться техническим руководителем самостоятельно.

XXVII. Требования к эксплуатации станционных теплофикационных установок

354. Режим работы теплофикационных установок (давление в подающих и обратных трубопроводах и температура в подающих трубопроводах), входящих в состав объекта электроэнергетики, а также допустимые отклонения заданных параметров теплосети должны вестись в соответствии с заданием оперативно-диспетчерского персонала системы теплоснабжения с учетом пунктов 355 и 356 Правил.

355. Температура сетевой воды в подающих трубопроводах на основании соглашения об управлении системой теплоснабжения должна задаваться оперативно-диспетчерским персоналом системы теплоснабжения в зависимости от значений температуры наружного воздуха и других текущих климатических условий с учетом температурного графика системы теплоснабжения, материальной характеристики трубопроводов тепловых сетей.

Допускаемые значения отклонений от заданных теплового и гидравлического режимов не должны снижать качество теплоснабжения и не могут превышать следующих значений:

температуры сетевой воды в подающих трубопроводах +/- 3%;

давления сетевой воды в подающих трубопроводах +/- 5%;

давления сетевой воды в обратном трубопроводе +/- 0,2 кгс/см2.

Давление сетевой воды в подающих трубопроводах при работе сетевых насосов должно быть выше давления насыщения при максимальной температуре сетевой воды не менее чем на 0,5 кгс/см2 или величины кавитационного запаса на всасе насоса, указанного организацией-изготовителем, в случае если его величина превышает указанное минимальное значение.

Избыточное давление сетевой воды в обратном трубопроводе при работе сетевых насосов должно быть не ниже 0,5 кгс/см2.

Отклонение фактической среднесуточной температуры сетевой воды в обратном трубопроводе может превышать заданную температурным графиком системы теплоснабжения не более чем на +5%.

356. Для исполнения диспетчерской команды (распоряжения) субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, направленной на предотвращение развития и ликвидацию нарушений нормального режима электрической части энергосистемы, дежурный персонал объекта по производству электрической энергии, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, при отсутствии у него возможности выполнить указанную диспетчерскую команду (распоряжение) иными методами, кроме изменения температуры подаваемого в тепловую сеть теплоносителя, должен уведомить оперативно-диспетчерский персонал системы теплоснабжения о полученной диспетчерской команде (распоряжении) субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и реализовать необходимые для ее выполнения меры по изменению температуры подаваемого в тепловую сеть теплоносителя в пределах и с продолжительностью, определяемых с учетом требований Правил ОДУ.

По истечении предельно допустимого времени изменения режим тепловой сети должен быть восстановлен с незамедлительным уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике о начале восстановления режима тепловой сети.

357. Для сетевого подогревателя и группы подогревателей на основе проектных данных и результатов испытаний должны быть установлены:

расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющего пара и сетевой воды;

температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой воды;

предельно допустимое давление с водяной и паровой сторон;

расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери напора.

На основе данных испытаний должны быть установлены потери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном оборудовании теплофикационной установки при расчетном расходе сетевой воды.

Испытания должны проводиться на вновь смонтированных теплофикационных установках, а также в процессе эксплуатации теплофикационных установок с периодичностью не реже 1 раза в 5 лет.

358. Регулирование температуры воды на выходе из сетевых подогревателей, на выводах тепловой сети должно быть равномерным со скоростью, не превышающей 30°C в час.

359. При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:

контроль за уровнем конденсата и работой устройств автоматического поддержания уровня;

отвод неконденсирующихся газов из парового пространства;

контроль за температурным напором;

контроль за нагревом сетевой воды;

контроль за гидравлической плотностью по качеству конденсата греющего пара.

Трубная система теплообменных аппаратов должна очищаться по мере загрязнения по графику, утвержденному техническим руководителем.

360. Устройства для автоматического включения резерва должны быть в постоянной готовности к действию и проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем.

361. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов в размерах, установленных проектной документацией.

Качество подпиточной воды должно соответствовать требованиям, установленным главой 12 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

362. В случае подачи воды для подпитки тепловой сети, качество которой не соответствует требованиям главы 12 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, подача такой воды должна осуществляться с разрешения технического руководителя объекта электроэнергетики с внесением записи об этом в оперативный журнал с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения. О факте подачи такой воды должен быть уведомлен оперативно-диспетчерский персонал системы теплоснабжения.

В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды должна быть предусмотрена ревизионная арматура между двумя закрытыми и опломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетей ревизионная арматура должна быть открыта.

При подаче воды для подпитки тепловой сети должна быть обеспечена безопасность обслуживающего персонала в соответствии с мероприятиями, предусмотренными проектной документацией.

363. Подпиточно-сбросные устройства должны поддерживать заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. От внезапного повышения давления должна быть предусмотрена защита обратных трубопроводов.

При возможности аварийного снижения давления сетевой воды в теплофикационной установке, подающих трубопроводах тепловой сети и системах теплопотребления должна быть предусмотрена защита от вскипания сетевой воды во всех точках системы теплоснабжения. При невозможности обеспечения условий невскипания сетевой воды самозапуск и аварийное включение резервных сетевых или подпиточных насосов не допускается.

364. Эксплуатация баков аккумуляторов горячей воды должна быть организована и осуществляться в соответствии с требованиями, установленными главой 8 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

365. Эксплуатация тепловых сетей источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, осуществляющих снабжение потребителей тепловой энергией и теплоносителем, в том числе станционных теплофикационных трубопроводов, должна быть организована и осуществляться в соответствии с требованиями, установленными главой 6 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

366. Границы области оперативного управления и оперативного ведения теплофикационным оборудованием, теплофикационными трубопроводами объекта по производству электрической энергии, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, и тепловых сетей, входящих в систему теплоснабжения, устанавливаются по фланцам головных задвижек (сварным швам при бесфланцевой запорной арматуре) на подающем и обратном трубопроводах со стороны тепловой сети, если иное не предусмотрено условиями договора теплоснабжения. При этом головные задвижки находятся в оперативном управлении персонала единой теплоснабжающей организации.

367. Вывод источников тепловой энергии в ремонт должен осуществляться по планам, разрабатываемым в соответствии с Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 6 сентября 2012 г. № 88949.

______________________________

49 Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 37, ст. 5009; 2021, № 6, ст. 985.

XXVIII. Требования к эксплуатации системы управления технологическими процессами

368. Системы управления технологическими процессами при включенном технологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе в проектном объеме и обеспечивать выполнение заданных функций и качества работы технологического оборудования.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания систем управления технологическими процессами и исправность сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем.

Электропитание системы управления должно осуществляться по группам потребителей: технологические защиты и их датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического контроля и их датчики, устройства аварийной предупредительной сигнализации, системы обнаружения и тушения пожара, средства авторегулирования, средства вычислительной техники и их датчики. Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для котельного и турбинного отделений.

Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220 (380) В должны быть шины РУ СН 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУ СН 0,4 кВ такого энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере питания как любой группы потребителей, так и одного из вводов.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания устройств управления и исправность устройств сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем.

369. При эксплуатации систем управления технологическими процессами должны контролироваться и обеспечиваться проектные условия эксплуатации АСУ ТП.

Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии, обеспечивающем функционирование технических средств, систем управления.

370. Дверцы щитов (сборок, шкафов) системы управления должны быть заперты. Комплект ключей должен находиться у оперативного персонала объекта электроэнергетики.

371. Аппаратура, установленная на панелях, пультах и по месту, первичные преобразователи, запорная арматура импульсных линий, а также сборки зажимов должны оснащаться надписями, указывающими их назначение.

Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.

372. У заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть устроены площадки для обслуживания.

373. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии должны быть продуты.

Импульсные линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, а также периодичность их продувки должны быть определены в производственной (местной) инструкции.

Операции с первичными запорными органами на отборных устройствах при эксплуатации (открытие, закрытие) должен осуществлять персонал, обслуживающий такое технологическое оборудование.

374. Опробование технологических защит должно проводиться согласно графику, утвержденному техническим руководителем. При невозможности проверки исполнительных операций защит в связи с тепловым состоянием защищаемого оборудования опробование защиты должно проводиться без воздействия на исполнительные устройства.

Перед пуском защищаемого оборудования после его капитального и среднего ремонта, а также после проведения ремонта в цепях технологических защит должна проверяться исправность и готовность защит к включению путем опробования на сигнал каждой защиты и действия защит на все исполнительные устройства.

Перед пуском защищаемого оборудования после его простоя в течение более 3 суток должно проверяться действие защит на все исполнительные устройства, а также операции включения резерва технологического оборудования.

Опробование должно проводиться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим технические средства.

Опробование защит с воздействием на оборудование должно проводиться после окончания работ на оборудовании, участвующем в работе защит.

375. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, ряды зажимов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и другие).

Панели защит с обеих сторон и установленная на них аппаратура должны оснащаться надписями, указывающими на их назначение.

Значения уставок срабатывания защит должны быть выделены на шкалах или дисплеях приборов.

376. Работа технологических защит должна осуществляться с алгоритмами, определенными организацией-изготовителем защищаемого оборудования. При настройке технологических защит должны применяться значения уставок и выдержек времени срабатывания технологических защит, определенные документацией организации-изготовителя защищаемого оборудования или наладочной организацией.

В случае модернизации оборудования или отсутствия указанных данных у организаций-изготовителей значения уставок и выдержек времени должны устанавливаться владельцем объекта электроэнергетики на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок (кроме регистрирующих приборов) должны быть опломбированы. Снятие пломб должно проводиться персоналом, обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном журнале.

377. При останове оборудования вследствие действия технологических защит должна быть возможность определения защиты, сработавшей первой.

Специальные средства фиксации защиты, сработавшей первой, включая регистраторы событий, должны находиться во включенном состоянии в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Случаи срабатывания технологических защит, а также их отказов должны учитываться, а причины и виды неисправностей анализироваться.

378. Технологические регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны поддерживаться в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных документацией организаций-изготовителей и производственными (местными) инструкциями.

Отключение исправных автоматических регуляторов допускается в случаях, указанных в производственных (местных) инструкциях по эксплуатации.

По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

379. Средства логического управления, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнение технологических алгоритмов (программ). Проверка работоспособности средств логического управления должна проводиться после проведения ремонтных работ во внешних цепях или в шкафах. Проверка должна выполняться технологическим персоналом и персоналом, обслуживающим систему управления. Проверка должна быть проведена с воздействием на исполнительные органы, если этому не препятствует тепловое состояние оборудования. В противном случае она должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны устанавливаться в производственной (местной) инструкции.

380. Производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления на работающем оборудовании не допускается.

Проведение наладочных работ в шкафах средств логического управления допускается при условии отключения от них исполнительных цепей и по программам, утвержденным техническим руководителем. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логического управления должно осуществляться на остановленном оборудовании.

XXIX. Требования к золоулавливанию и золоудалению

381. Эксплуатация золоулавливающих установок электростанций должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил эксплуатации установок очистки газов, утвержденных приказом Минприроды России от 15 сентября 2017 г. № 49850.

На основании проектной документации и положений Правил на объекте электроэнергетики, эксплуатирующем золоотвал(ы), должны быть разработаны производственные (местные) инструкции, технологическая карта заполнения водой, золошлаками и (или) их выдачи.

382. При повышении температуры дымовых газов за электрофильтрами выше температуры газов перед ними должно быть снято высокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очагов возгорания в электрофильтре должен быть остановлен котел, после чего устранено аварийное состояние.

383. Сбросы посторонних вод в оборотную систему гидрозолоудаления допускаются при соблюдении утвержденной проектной технологии, общего водного баланса системы. Общее количество добавляемой воды не должно превышать фактические ее потери из системы в течение календарного года.

384. Для продления срока службы золошлакопроводов допускается периодически выполнять поворот труб. Периодичность поворота определяется на основе опыта эксплуатации установленных на объекте систем золо- и шлакоудаления.

385. Не менее чем за три года до окончания заполнения существующего золоотвала объекта электроэнергетики эксплуатирующем золоотвал лицом должно быть обеспечено наличие проекта создания новой емкости для хранения.

386. На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной воды, а также на дорогах в зоне расположения внешней системы золоудаления должны быть установлены предупреждающие и запрещающие знаки в соответствии с Правилами установления охранных зон объектов по производству электрической энергии и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 г. № 103351.

387. Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны быть организованы в соответствии с требованиями законодательства о безопасности ГТС и проектной документации.

Наращивание дамб золоотвалов без проектной документации не допускается.

______________________________

50 Зарегистрирован Минюстом России 9 января 2018 г., регистрационный № 49549.

51 Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, № 47, ст. 6113; 2019, № 4, ст. 328.

XXX. Требования к контролю за состоянием металла

388. На опасных производственных объектах контроль за состоянием металла оборудования должен проводиться в соответствии с Правилами промышленной безопасности ОПО.

Контроль за состоянием металла оборудования, не входящего в состав опасных производственных объектов, должен проводиться в порядке, установленном техническим руководителем.

389. Организация работ по подготовке и проведению контроля должна возлагаться на технического руководителя.

На объекте электроэнергетики должен быть организован постоянный сбор и анализ информации о наработке элементов оборудования, результатах неразрушающего и разрушающего контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий по повышению надежности оборудования.

Контроль за состоянием металла должен возлагаться на лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования.

Технические документы, в которых регистрируются результаты контроля оборудования, должны храниться вместе с паспортом оборудования до его списания.

390. Контроль за состоянием металла должен проводиться по планам, утвержденным техническим руководителем, в сроки и объемах, предусмотренных производственными (местными) инструкциями и документацией организации-изготовителя оборудования.

391. При неудовлетворительных результатах контроля за состоянием металла ответственных деталей и узлов (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины) или выработке ими нормативного срока службы должна быть образована комиссия, которая должна рассматривать результаты контроля за состоянием металла за все время эксплуатации, заключение организации, проводившей техническое диагностирование оборудования, другие необходимые документы и принимать решение о возможности дальнейшей эксплуатации.

Порядок работы комиссии, указанной в абзаце первом настоящего пункта, устанавливается организационно-распорядительным документом владельца объекта электроэнергетики.

392. Для конкретной электростанции допускается разработка производственной (местной) инструкции по контролю за состоянием металла, учитывающей особенности эксплуатации этой электростанции.

XXXI. Требования к эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов

393. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, бесперебойная работа систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

394. Автоматические регуляторы возбуждения (далее - АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (в том числе ограничение минимального возбуждения, каналы стабилизации для АРВ сильного действия) допускается для ремонта или проверки.

Для генераторов мощностью менее 60 МВт, оснащенных АРВ сильного действия, допускается работа с выведенными системным стабилизатором и каналами стабилизации.

Выбор, проверка, корректировка и реализация параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должны осуществляться в соответствии с Требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. № 9852 (далее - Требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения).

______________________________

52 Зарегистрирован Минюстом России 3 июня 2019 г., регистрационный № 54828.

395. Настройка и функционирование АРВ должны быть согласованы с допустимыми режимами работы синхронных генераторов (синхронных компенсаторов).

У владельца объекта электроэнергетики должна быть информация о параметрах настройки АРВ.

На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.

396. При эксплуатации АРВ, а также отдельные устройства форсировки рабочего возбуждения (при наличии) должны быть настроены так, чтобы при понижении напряжения на выводах синхронного генератора (синхронного компенсатора) ниже заданных параметров релейной форсировки были обеспечены:

предельный ток возбуждения и предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, за исключением ограничений, установленных документацией организации-изготовителя для отдельных типов генераторов и синхронных компенсаторов, введенных в эксплуатацию до вступления в силу Правил;

быстродействие и максимальная скорость нарастания напряжения возбуждения в соответствии с Требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения;

работа релейной форсировки возбуждения и автоматическое ограничение заданной длительности форсировки;

ограничение до двукратного значения тока ротора (для тиристорных систем возбуждения; для бесщеточных систем возбуждения, АРВ которых оснащены ограничителями тока ротора) при работе в сети с выдержкой времени на ввод, задаваемой в диапазоне от 0,1 секунды до 0,6 секунд;

ограничение максимального напряжения ротора и тока возбуждения бесщеточного возбудителя (для бесщеточных систем возбуждения).

397. В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения синхронных генераторов от сети.

Переходы с рабочего канала регулирования возбуждения на резервный и обратно должны проводиться без изменения режима работы синхронных генераторов.

Плановые переводы синхронного генератора с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться не реже 1 раза в полугодие и выполняться в соответствии с графиком, определяемом техническим руководителем. Генераторы, оснащенные устройствами автоматического перехода на резервный канал возбуждения, должны эксплуатироваться на основании производственных (местных) инструкций, разработанных с учетом требований инструкций организаций-изготовителей.

398. На генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений в соответствии с документацией организации-изготовителя и (или) проектной документацией.

399. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин не допускаются.

400. Генераторы турбинных или газопоршневых установок при переходе в режим электродвигателя должны быть отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора, если иное не указано в производственной (местной) инструкции.

401. Резервные источники маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления (расхода) масла ниже предела, установленного в документации организации-изготовителя генератора.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные баки, запас масла в которых должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений "масло-водород" на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения, если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора и (или) проектной документацией.

402. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и ремонта должны вводиться в работу при номинальном давлении водорода.

Для турбогенераторов, имеющих водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой не допускается.

Непродолжительная работа таких турбогенераторов при воздушном охлаждении допускается в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в документации организации-изготовителя. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение турбогенератора, отключенного от сети.

403. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должны находиться в исправном состоянии и быть в постоянной готовности к тушению пожара или возгорания.

404. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль:

электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения;

температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников;

давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части;

давления и чистоты водорода;

давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала;

герметичности систем жидкостного охлаждения;

влажности газовой среды, заполняющей корпус турбогенераторов;

уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов;

вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов, если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора.

405. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора. При отсутствии данных в документации организации-изготовителя определение показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов должно осуществляться со следующей периодичностью:

температуры точки росы (влажности) газа в корпусе турбогенератора - не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, - не реже 1 раза в сутки;

влажности газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должны контролироваться непрерывно автоматически;

газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) - не реже 1 раза в месяц;

чистоты водорода в корпусе машины - не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора - не реже 1 раза в смену;

содержания водорода в газовых ловушках обмоток статоров и газоохладителей турбогенераторов с водородно-водяным охлаждением, в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов - непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора - переносным газоанализатором или индикатором не реже 1 раза в сутки;

содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;

показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора - в соответствии с утвержденными графиками химического контроля.

406. Если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора, чистота водорода должна быть не ниже следующих значений:

в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов - 98%;

в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см (50 кПа) и выше - 97%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см (50 кПа) - 95%.

Температура точки росы водорода при рабочем давлении или воздуха в корпусе турбогенератора должна быть не выше 15°C и ниже температуры воды на входе в газоохладители.

Температура точки росы воздуха в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого инструкцией организации-изготовителя.

407. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2%, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - не более 2%.

408. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1%.

Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1% и выше, а в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны) более 2% не допускается.

409. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны быть не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более +/- 0,2 кгс/см2 (20 кПа).

410. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа).

411. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя генератора.

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

413. Суточная утечка водорода в генераторе (синхронном компенсаторе) должна быть не более 5%, а суточный расход с учетом продувок - не более 10% общего количества газа при рабочем давлении, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

414. Генераторы должны включаться в сеть способом точной синхронизации, за исключением случаев, указанных в абзаце третьем настоящего пункта.

При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

При ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистемы или на объекте электроэнергетики турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и гидрогенераторы допускается включать на параллельную работу способом самосинхронизации, если иное не установлено в документации организации-изготовителя. Турбогенераторы большей мощности допускается включать на параллельную работу указанным способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0. Указанные способы включения должны быть согласованы владельцем объекта электроэнергетики с организацией-изготовителем.

415. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, допускается включать в сеть без осмотра.

416. Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов должна определяться с учетом условий работы турбины или котла и по результатам комплексных испытаний в соответствии с Правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования.

417. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не должна ограничиваться.

418. Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не должна ограничиваться. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток скорость изменения реактивной нагрузки в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме или на объекте электроэнергетики не должна ограничиваться.

419. Номинальная мощность генераторов (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более, всех турбогенераторов ГТУ и ПГУ, всех гидрогенераторов), а также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения при номинальном коэффициенте мощности, и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до +/- 5% и частоты до +/- 2,5% номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6%, если в документации организации-изготовителя не установлены большие значения величин по отклонению напряжения и частоты.

Наибольший ток ротора при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах +/- 5% от номинального длительно допускается при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.

420. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до +/- 5% от номинального длительно допускается при требуемых параметрах охлаждения.

421. Для генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110% номинального. При напряжении выше 105% номинального допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с документацией организации-изготовителя или по результатам испытаний.

422. Перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, не допускается, за исключением кратковременной перегрузки в случаях, указанных в абзацах втором и третьем настоящего пункта.

При предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистемы или на объекте электроэнергетики генераторы и синхронные компенсаторы допускается перегружать по токам статора и ротора согласно документации организации-изготовителя или по решению технического руководителя.

При отсутствии указаний в документации организации-изготовителя при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме или на объекте электроэнергетики допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора в соответствии с приложением № 7 к Правилам.

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток должна определяться допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора в соответствии с приложением № 7 к Правилам.

423. Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток должна определяться допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора в соответствии с приложением № 8 к Правилам.

424. При появлении однофазного замыкания на землю в обмотке статора или цепи генераторного напряжения блочный генератор (синхронный компенсатор) или блок при отсутствии генераторного выключателя должен автоматически отключаться, а при отказе защиты - незамедлительно разгружаться и отключаться от сети персоналом:

на блоках генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор) без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам СН - независимо от значения емкостного тока замыкания;

при замыкании на землю в обмотке статора блочных генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих электрическую связь на генераторном напряжении с сетью СН или потребителей, - при токах замыкания 5 А и более.

Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора генераторов и компенсаторов, работающих на сборные шины при естественном токе замыкания на землю 5 А и более.

425. При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью СН или сетью потребителей и включенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когда емкостный ток замыкания не превышает 5 А и защиты действуют на сигнал или нечувствительны, работа генераторов (компенсаторов) допускается в течение не более 2 часов (для поиска места замыкания, перевода нагрузки).

При выявлении замыкания в обмотке статора генератор (компенсатор) должен быть отключен.

Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по решению технического руководителя допускается работа генератора или синхронного компенсатора с замыканием на землю в сети продолжительностью до 6 часов.

426. При появлении сигнала или определении снижения сопротивления изоляции на величину, установленную техническим руководителем, цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора, турбогенератор должен быть в течение 1 часа с момента появления сигнала или определения указанного снижения сопротивления, а при замыкании на землю - незамедлительно, переведен на резервный возбудитель или резервный тиристорный канал возбуждения.

Если сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе. Если сопротивление изоляции останется пониженным, но выше предельного наименьшего значения, установленного в документации организации-изготовителя или техническим руководителем, турбогенератор при первой возможности, но не позднее чем через 7 суток, должен быть выведен в ремонт.

При отсутствии резервного возбудителя, невозможности его использования или неисправности резервного канала возбуждения, а также при дальнейшем понижении сопротивления изоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 часа разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

При появлении замыкания на землю (снижении сопротивления изоляции АЛ ниже 2 кОм) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора турбогенератор должен быть переведен на резервный возбудитель или резервный канал возбуждения. Если замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератор должен быть выведен в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или отключение. При появлении сигнала турбогенератор должен быть незамедлительно разгружен и отключен от сети.

Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор должен быть в течение 1 часа разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не допускается.

427. Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12% номинального для турбогенераторов и 20% для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.

Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20% при мощности 125 МВА и ниже, 15% - при мощности свыше 125 МВА.

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%.

Не допускается превышение значения тока в фазах выше номинального.

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

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения асинхронизированных генераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя.

Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается.

429. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя должны учитывать условия работы турбины и определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя.

430. Работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) без ограничения по продолжительности или в течение времени, превышающего установленную технической документацией продолжительность данной работы, допускается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при параметрах охлаждающих сред, при которых функционируют генераторы.

Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуждением (в емкостном квадранте) должна быть установлена в документации организации-изготовителя, а при отсутствии указаний организации-изготовителя - техническим руководителем на основании результатов специальных тепловых испытаний.

431. Допускается работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток без ограничения по продолжительности или в течение времени, превышающего установленную технической документацией продолжительность данной работы, при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.

Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должны быть установлены техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя и состояния стали сердечника генератора.

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

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

В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение двух минут, если в документации организации-изготовителя не установлены другие требования с меньшим временем снятия нагрузки, генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.

433. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500 - 1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения должны определяться в соответствии с документацией организаций-изготовителей генераторов и систем возбуждения.

Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается по решению технического руководителя.

434. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать проектной документации и (или) документации организаций-изготовителей генераторов и систем возбуждения.

При понижении удельного сопротивления дистиллята до значения, установленного техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя, генератор должен быть разгружен, отключен от сети, и возбуждение снято.