ОТКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ООО «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - ВНИИГАЗ» (ООО "ВНИИГАЗ")

Системанормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

ПРАВИЛА технической эксплуатации электростанций
собственных нужд объектов ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-071-2003

Предисловие

1 РАЗРАБОТАНОбществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательскийинститут природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"(ООО"ВНИИГАЗ")

2. УТВЕРЖДЕНУправлением энергетики ОАО "Газпром" 11 декабря 2002 г.

3 СОГЛАСОВАННачальником Управления энергетики Г.Р. Шварцем

4 ВВЕДЕН ВДЕЙСТВИЕ с 03 января 2003 г.

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5. ИЗДАНОбществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательскийинститут природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

ВРД разработан коллективом сотрудников ООО"ВНИИГАЗ" и Управления энергетики ОАО "Газпром"

Руководительразработки Трегубов И. А., академик АЭН РФ

Разработчики:

отООО "ВНИИГАЗ" Трегубов И. А., академик АЭН РФ, Джигало С.И., ДворяшинВ. В.

отУправления энергетики ОАО "Газпром" Белоусенко И.В., д.т.н., ГолубевС.В, Лезнов В.Б.

от ДО АО "Оргэнергогаз" Хорунжин В.В.

Введение

В"Концепции развития энергетики ОАО "Газпром" на основеприменения собственных электростанций и энергоустановок" [1]поставлена задача обеспечить энергетическую независимость промышленных объектовОАО "Газпром". Выполнение настоящих Правил должно способствоватьрешению этой задачи.

Дляудобства пользования документом некоторые положения РД34.20.501 [2]и некоторых других документов повторены в настоящих Правилах.

Требованияк проектированию, строительству, монтажу, ремонту и устройству энергоустановокв настоящих Правилах изложены кратко, поскольку они рассматриваются вдействующих НД. В их число входят:

-Правила устройства электроустановок [3];

-Правила технической эксплуатации дизельных электростанций [4];

-Правила эксплуатации электроустановок потребителей [5];

-Нормы технологического проектирования дизельных электростанций [6].

-РД 153-34.0-03.150-00 [7];

-РД РД34.30.106 [8];

-Государственные стандарты;

-Строительные нормы и правила;

-Действующие НД ОАО "Газпром" и другие документы.

1. Область применения

Ведомственныйруководящий документ «Правила технической эксплуатации электростанцийсобственных нужд объектов ОАО «Газпром» (далее - Правила) определяет порядокорганизации эксплуатации оборудования источников электрической энергии,теплотехнических и электрических коммуникаций ЭСН ОАО "Газпром" споршневым и газотурбинным приводом.

НастоящиеПравила распространяются на такие стационарные и передвижные источникиэлектрической энергии, как бензиновые, дизельные, газовые (с поршневым игазотурбинным приводом) и другие электроустановки единичной мощностью до 25000кВт, используемые в качестве основных, пиковых, резервных и аварийныхисточников питания электроприемников потребителей.

Электростанцииединичной мощностью электроустановки более 25000 кВт приравниваются кблок-станциям и их эксплуатацию осуществляют по [2].

2. Нормативные ссылки

В настоящем ВРД использованыссылки на следующие стандарты и нормативные документы:

ГОСТ12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования

ГОСТ12.1.004-91. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 24.104-85. Автоматизированные системы управления. Общие техническиетребования

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины иопределения

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного икоммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средствэлектромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системахэлектроснабжения общего назначения

ГОСТ 13822-82 Электроагрегаты и передвижные электростанции дизельные.Общие технические условия

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнениядля различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, храненияи транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

ГОСТ 23377-84 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателямивнутреннего сгорания

ГОСТ 26658-85 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателямивнутреннего сгорания. Методы испытаний

ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом.Общие технические условия

ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов.Общие технические условия

ГОСТ Р 51249-99 Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Выбросывредных веществ с отработавшими газами. Нормы и методы определения

3. Термины и определения

В настоящем ВРДприменяют следующие термины с соответствующими определениями:

4. Перечень сокращений, условных обозначений

АВОАппарат воздушного охлаждения

АВРАвтоматическое выключение резервного питания

АРВАвтоматический регулятор возбуждения

АСДУ Автоматизированные системы диспетчерского управления

АСУАвтоматизированная система управления

АСУТП Автоматизированная система управления технологическим процессом

АСУП Автоматизированная система управления производством

БПГУБинарная парогазовая установка

БСЗБесконтактная система зажигания

ГКСГоловная компрессорная станция

ГПАГазоперекачивающий агрегат

ГРСГазораспределительная станция

ГРУГазораспределительный узел

ГСМГорюче-смазочные материалы

ГТГГазотурбинный генератор

ГТДГазотурбинный двигатель

ГТУГазотурбинная установка

ГТЭСГазотурбинная электростанция

ГЩУГлавный щит управления

ДВСДвигатель внутреннего сгорания

ДГДизель-генератор

ЗРУЗакрытое распределительное устройство

ЗРУСП ЗРУ сторонних потребителей

ИИСИнформационно-измерительная система

КВОУКомплектное воздухоочистительное устройство

КЗКороткое замыкание

КИПи А Контрольно-измерительные приборы и автоматика

КПДКоэффициент полезного действия

КРУКомплектное распределительное устройство

КСКомпрессорная станция

КСМГ Компрессорная станция магистрального газопровода

КТПКомплектная трансформаторная подстанция

КЦКомпрессорный цех

ЛПУЛинейное производственное управление

ЛЭСЛинейно-эксплуатационная служба

НИРНаучно-исследовательская работа

НДНормативная документация

ОЗЗОднофазное замыкание на землю

ОИИУСОтраслевая интегрированная информационно-управляющая система

ОКРОпытно - конструкторская работа

ОПНОграничитель перенапряжения нелинейный

ПАПротивоаварийная автоматика

ПГУПарогазовая установка

ПЗУПодзарядное устройство

ППБПравила пожарной безопасности

ППРПланово-предупредительный ремонт

ПТБПравила техники безопасности

ПТЭПравила технической эксплуатации

ПУЭПравила устройства электроустановок

ПХГПодземное хранилище газа

ПЭЭППравила эксплуатации электроустановок потребителей

РЗРелейная защита

РЗАРелейная защита и автоматика

РУРаспределительное устройство

САУСистема автоматического управления

СДТУСредства диспетчерского и технологического управления

СИСредства измерений

СМРСтроительно-монтажные работы

СНиПСтроительные нормы и правила

ТЗТехническое задание

ТСНТрансформатор собственных нужд

ТУТехнические условия

ТЭСТеплоэлектростанция

УТОУтилизационный теплообменник

УХЛУмеренный и холодный климат

XX Холостой ход

ЦЩУЦентральный щит управления

ЩПТЩит постоянного тока

ЭВМЭлектронная вычислительная машина

ЭВСЭнерговодоснабжение

ЭСНЭлектростанция собственных нужд

ЭХЗЭлектрохимзащита

5. Общие положения

5.1Основной задачей ЭСН является производство, распределение и отпускэлектрической энергии и тепла (при наличии систем утилизации) электроприемникампромышленных объектов и социальной сферы предприятий ОАО "Газпром".

5.2Используемое на ЭСН оборудование, аппараты и другие устройства должнысоответствовать требованиям государственных стандартов или техническимусловиям, утвержденным в установленном порядке.

5.3При совместной работе нескольких электростанции или электростанции сэнергосистемой (РАО "ЕЭС России") для управления и регулированиярежимов их работы должны создаваться диспетчерские службы.

5.4Установку и подключение ЭСН к сети (электроприемнику) потребителя производят сучетом требований ПУЭ[3], инструкцийзавода-изготовителя и других НД, а также с учетом местных условий.

5.5К эксплуатации допускают ЭСН, на которых полностью смонтированы, проверены ииспытаны в необходимом объеме оборудование, устройства защиты и автоматики,контрольно-измерительные приборы и сигнализация, провода и кабели, средствазащиты.

5.6При приемке в эксплуатацию ЭСН режим работы нейтрали электростанции и защитныемеры электробезопасности должны соответствовать режиму нейтрали и защитныммерам, принятым в сети (электроприемниках) потребителей.

5.7Подключение аварийной или резервной электростанции к сетям (электроприемникам)потребителя вручную разрешается только при наличии блокировок междукоммутационными аппаратами, исключающих возможность одновременной подачинапряжения в сеть потребителя и в сеть энергоснабжающей организации.

5.8Автоматическое включение аварийной или резервной электростанции, в случаеисчезновения напряжения со стороны энергосистемы осуществляют с помощьюустройств автоматики, обеспечивающих предварительное отключение коммутационныхаппаратов электроустановок потребителя от сети энергоснабжающей организации ипоследующую подачу напряжения электроприемникам от электростанции.

5.9До ввода в эксплуатацию ЭСН, работа которой возможна параллельно с сетьюэнергоснабжающей организации, должна быть разработана и согласована сэнергоснабжающей организацией инструкция, определяющая режим работы ЭСН ипорядок взаимоотношений между сторонами при ее использовании.

5.10Для обслуживания ЭСН должен быть выделен персонал, подготовленный всоответствии с настоящими Правилами и имеющий соответствующую квалификационнуюгруппу по электробезопасности. Обслуживающий персонал в своих действиях долженруководствоваться требованиями инструкции по обслуживанию и эксплуатации ЭСН иНД.

6. Электростанции собственных нужд

6.1Область применения ЭСН

6.1.1На ЭСН газодобывающих и газотранспортных предприятий ОАО "Газпром"применяют газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используют вкачестве основных (базовых) резервных и аварийных источников электроснабжения(таблица 1).

6.1.2Ниже приведены требования к вновь создаваемым и модернизируемым основным ирезервным ЭСН с газотурбинным и поршневым приводом, работающим на природномгазе.

Таблица 1 -Назначение ЭСН

6.1.3 В случае применения ДВС, работающих на жидкомтопливе, необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации данногодвигателя.

6.1.4В качестве привода для электроагрегатов мощностью свыше 1500 - 2500 кВтрекомендуется использовать ГТД. ДВС имеют приоритет по КПД и моторесурсу,однако ГТД не требуют массивного фундамента и больших СМР на месте установки,обладают наибольшей энергонезависимостью, так как вспомогательные механизмы(маслонасосы смазки и регулирования) могут иметь привод от вала ГТД, аохлаждение масла может быть выполнено цикловым воздухом. Обоснование применениятипа привода производят на стадии разработки исходных требований итехнико-экономических обоснований привода в каждом конкретном случае.

6.1.5Применение поршневых двигателей, работающих на природном газе, характерно дляэлектроагрегатов небольшой мощности (до 1500 - 2500 кВт) для нефтегазовойпромышленности.

6.1.6Общее количество и мощность агрегатов, устанавливаемых на ЭСН, определяют всоответствии с [9]и принимают на основании технико-экономических расчетов и расчетов надежностиэлектроснабжения объекта.

6.1.7При выборе единичной мощности ГТД для привода генератора необходимо учитыватьснижение мощности агрегата при максимальных температурах и повышение - приминимальных. Изменение мощности определяют по ТУ на поставку агрегатов. Вслучае отсутствия в ТУ поправок мощности, номинальная мощность для конкретныхусловий применения должна быть рассчитана в соответствии с ГОСТ 20440. Параметры ДВСнесущественно меняются от внешних условий.

6.1.8Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервныхэлектростанций производят с учетом допустимой длительности перерывов электроснабженияи ущерба для технологического процесса добычи и транспорта газа, а также сучетом применения аварийных источников энергии.

6.2Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

6.2.1Полностью законченные строительством ЭСН, а также, в зависимости от сложности,их очереди и пусковые комплексы должны быть приняты в эксплуатацию в порядке,установленном действующими правилами. Данное требование распространяется такжена приемку в эксплуатацию станций после расширения, реконструкции, техническогоперевооружения.

6.2.2Пусковой комплекс ЭСН, включающий в себя часть полного проектного объема,должен обеспечивать нормальную эксплуатацию ЭСН при заданных параметрах. В неговходит: оборудование, сооружения, здания (или их части) производственного, подсобно-производственного,вспомогательного, бытового, транспортного, ремонтного и складского назначения,СДТУ, средства связи, инженерные коммуникации, очистные сооружения,благоустроенная территория, обеспечивающие производство, передачу и отпуск потребителямэлектрической энергии и тепла. В объеме, предусмотренном проектом для данногопускового комплекса, должны быть обеспечены нормативные санитарно-бытовыеусловия и безопасность для работающих, защита от загрязнения водоемов иатмосферного воздуха; пожарная безопасность.

Пусковойкомплекс должен быть разработан и представлен генеральным проектировщиком вустановленные сроки, согласован с заказчиком и генподрядчиком.

6.2.3Перед приемкой в эксплуатацию электростанции (пускового комплекса) должны бытьпроведены:

-индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельныхсистем;

-комплексное опробование оборудования.

Вовремя строительства и монтажа зданий и сооружений должны быть проведеныпромежуточные приемки узлов оборудования и сооружений, в том числе скрытыхработ.

6.2.4Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных системдолжны быть проведены генподрядчиком с привлечением персонала заказчика попроектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данномуузлу.

Передприемочными испытаниями должно быть проверено выполнение настоящих Правил,СНиП, стандартов, включая стандарты безопасности труда, норм технологическогопроектирования, правил Госгортехнадзора и других органов надзора, ПУЭ, правил техникибезопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности,указаний заводов-изготовителей, инструкций по монтажу оборудования.

6.2.5Дефекты и неполадки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефектыоборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний,должны быть устранены строительными и монтажными организациями изаводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

6.2.6До приемочных испытаний электростанции заказчиком должны быть проведены пробныепуски. При пробном пуске должны быть проверены работоспособность оборудования итехнологических схем, безопасность их эксплуатации, проведена проверка инастройка всех систем контроля и управления, устройств защиты и блокировок,устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов, проверенаготовность оборудования к комплексному опробованию.

Передпробным пуском должны быть подготовлены условия для надежной и безопаснойэксплуатации электростанции:

-укомплектован, обучен эксплуатационный и ремонтный персонал;

-разработаны эксплуатационные инструкции и оперативные схемы, техническаядокументация по учету и отчетности;

-подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента и запасных частей;

-введены в действия средства диспетчерского и технологического управления слиниями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийногоосвещения вентиляции;

-смонтированы и налажены системы контроля и управления;

-получены разрешения на эксплуатацию ЭСН от органов Госгортехнадзора и другихорганов государственного надзора, санитарной инспекции;

-разработаны и утверждены программы и методики проведения приемочных испытаний.

6.2.7Приемочные испытания проводит заказчик.

Прикомплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основныхагрегатов и всего вспомогательного оборудования под нагрузкой.

Началомприемочных испытаний энергоустановки считают момент включения ее в сеть или поднагрузку.

Приемочныеиспытания оборудования ЭСН считают проведенными при условии нормальной инепрерывной работы основного оборудования в течение 72 ч с номинальнойнагрузкой. Если по условиям эксплуатации номинальная нагрузка не может бытьдостигнута, то испытания оборудования проводят на максимально возможнойнагрузке.

Приприемочных испытаниях должны быть включены предусмотренные проектомконтрольно-измерительные приборы, САУ, АСУ, ТП, блокировки, устройствасигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматики.

6.2.8Для подготовки электростанции (пускового комплекса) к предъявлению приемочнойкомиссии заказчиком должна быть назначена рабочая комиссия, которая принимаетпо акту оборудование после проведения его индивидуальных испытаний передприемочными испытаниями. С момента подписания этого акта заказчик несетответственность за сохранность оборудования.

Рабочаякомиссия должна принять по акту оборудование после приемочных испытаний иустранения выявленных дефектов и недоделок, а также составить акт о готовностизаконченных строительством зданий и сооружений для предъявления его приемочнойкомиссии.

6.2.9При приемке оборудования, зданий и сооружений рабочей комиссией генеральнаяподрядная строительная организация должна представить заказчику документацию вобъеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевыми правилами приемки.

6.2.10Контроль за устранением дефектов и неполадок, выявленных рабочей комиссией,должен осуществлять заказчик, который предъявляет энергообъекты к приемке.

6.2.11Приемка в эксплуатацию пусковых комплексов, очередей или ЭСН в целом должнабыть произведена приемочной комиссией.

Приемочнаякомиссия по приемке ЭСН назначается заказчиком.

6.2.12После приемочных испытаний и устранения выявленных дефектов и неполадок приемочнаякомиссия должна оформить акт приемки в эксплуатацию оборудования с относящимисяк нему зданиями и сооружениями.

Приемкав эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами и недоделкамизапрещена.

6.2.13Заказчик должен представить приемочной комиссии документацию, подготовленнуюрабочей комиссией, в объеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевымиправилами приемки.

Вседокументы должны быть занесены в общий каталог, а в отдельных папках сдокументами должны быть заверенные описи содержимого. Документы необходимохранить в техническом архиве заказчика вместе с документами, составленнымиприемочной комиссией.

6.2.14Законченные строительством отдельно стоящие здания, сооружения иэлектротехнические устройства, встроенные или пристроенные помещенияпроизводственного, подсобно-производственного и вспомогательного назначения сосмонтированным в них оборудованием, средствами управления и связи, принимаютсяв эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности до приемки пусковогокомплекса для предъявления их приемочной комиссии.

6.2.15Датой ввода ЭСН в эксплуатацию считают дату подписания акта приемочнойкомиссией.

6.3Программа и методика приемочных испытаний

6.3.1Типовые программы и методики распространяются на электроагрегаты и электростанциии используются при проведении приемочных испытаний.

6.3.2Задачи приемочных испытаний:

-определение соответствия конструкции ТЗ, рабочей документации, ТУ,государственным и отраслевым стандартам;

-оценка работоспособности;

-оценка эффективности технического обслуживания;

-определение эргономических показателей, показателей унификации истандартизации;

-оценка технической эстетики;

-определение технического уровня;

-определение соответствия требованиям техники безопасности, санитарным нормам иправилам.

6.3.3Программа испытаний предусматривает режимы, учитывающие не только номинальные,но и предельные значения изменения внешних и внутренних параметров (в пределах,предусмотренных ТУ) и наиболее неблагоприятные их сочетания, возможные в процессеэксплуатации.

6.3.4Испытания разделяют на следующие этапы:

-подготовка к испытаниям;

-оценка пусковых качеств;

-определение основных, в том числе теплотехнических показателей и характеристик;

-испытания систем автоматического регулирования, управления и защиты;

-испытания вспомогательных систем и устройств;

-определение качества вырабатываемой электроэнергии;

-проверка показателей надежности при непрерывной работе с номинальной нагрузкой.

Общаянаработка электроагрегата или электростанции к началу приёмочных испытанийдолжна быть не менее 100 ч с учетом результатов предварительных испытаний.

Количествопусков ГТЭС к началу приемочных испытаний должно быть не менее 10, в том числеиз холодного состояния (при начальной температуре масла двигателя и редуктораравной температуре воздуха в отсеке) - не менее пяти раз.

6.4Подготовка к испытаниям

6.4.1К приемочным испытаниям электроагрегат или электростанция должны бытьподготовлены в полном соответствии с ТУ на поставку, в том числе с комплектоминструментов, приспособлений, запасных частей и сборочных единиц, прилагаемых кизделию.

6.4.2Примерный перечень документации, представляемой приемочной комиссии:

-комплект конструкторской документации (рабочий проект) и эксплуатационнойдокументации (инструкция по эксплуатации и регламент технического обслуживания)на электроагрегат или электростанцию и их основные составные элементы:двигатель, генератор, САУ, КРУ, УТО;

-ТЗ на основные составные части;

-ТУ (проекты) на двигатель, генератор, САУ, КРУ, УТО;

-программа испытаний;

-сведения по анализу топлива, масла и других эксплуатационных материалов;

-акт проверки силовой автоматики и источника гарантированного электропитания;

-акт проверки высоковольтного оборудования и релейной защиты;

-акт измерения переходных электрических сопротивлений, заземляющих имолниезащитных устройств и сопротивления растекания тока по контуру заземления;

-акт приемки системы контроля загазованности и системы пожаротушения вэксплуатацию;

-акт и протоколы комиссии по предварительным испытаниям с заключением овозможности проведения приемочных испытаний;

-формуляры (паспорта) на электроагрегат и его основные составные части;

-акт проверки концентрации вредных выбросов в выхлопных газах;

-акт метрологической аттестации каналов САУ;

-заключение по безопасности эксплуатации электроагрегата или электростанции, втом числе по электробезопасности;

-отчеты по опытно - конструкторским работам, проводимым в обеспечение созданияэлектроагрегата или электростанции;

-справка о разработанном нестандартном технологическом оборудовании, оснастке,средствах измерений и контроля;

-акт и протоколы предварительных испытаний электроагрегата или электростанции и ихсистем на стендах изготовителей или на месте эксплуатации, оформленных впроцессе предварительных испытаний;

-расчеты, необходимые для подтверждения технических характеристик.

6.4.3В подготовительный период приемочная комиссия проводит следующую работу:

-проверяет комплектность опытного образца и его соответствие предъявленнойдокументации;

-анализирует предъявленную документацию и оценивает результаты проведения НИР иОКР и результаты предварительных испытаний;

- даетразрешение на начало приемочных испытаний;

-утверждает график проведения приемочных испытаний.

6.4.4До начала испытаний все непосредственные участники испытаний, в том числе ичлены приемочной комиссии, должны быть ознакомлены с правилами техники безопасности.

6.5Оценка пусковых качеств

6.5.1Пусковые характеристики определяют при пуске из холодного и прогретого резерва,в процессе которого фиксируют во времени следующие параметры:

-частоту вращения ротора ГТУ или коленвала ДВС;

-давление воздуха после турбокомпрессора;

-температуру продуктов сгорания;

-давление и расход топливного газа;

-расход пускового газа (в случае применения пускового турбодетандера);

-давление и температуру охлаждающей жидкости;

-угол опережения зажигания для газовых ДВС;

-основные моменты пуска: подачу сигнала на пуск, начало работы системызажигания, включение и отключение стартера, открытие кранов подачи топлива,отключение пусковых насосов, выход на режим устойчивого холостого хода.

Проводятпроверку уровня вибрации в характерных точках ГТУ и температуры выхлопных газовпо цилиндрам ДВС.

6.5.2Для проверки надежности пуска агрегата должно быть выполнено подряд пятьуспешных автоматических пусков с выходом на номинальную (максимально возможную)мощность.

6.5.3Должна быть проверена надежность пуска из холодного резерва при минимальнойтемпературе масла и охлаждающей жидкости, указанной в инструкции поэксплуатации, с использованиемтолько штатных нагревательных элементов (2 пуска).

6.5.4Проверяют работу при нормальном останове с режима полной нагрузки и выбегроторов ГТУ (2 останова).

6.6Определение основных показателей и характеристик электроагрегатов иэлектростанций

6.6.1Испытания на данном этапе проводят с целью получения эксплуатационныххарактеристик и проверки их соответствия ТУ на поставку.

6.6.2Основные положения методики испытаний электроагрегатов и электростанций с ГТУдолжны соответствовать ГОСТ 20440, а ДВС - ГОСТ26658.

6.6.3Нагрузочную характеристику определяют при работе на режимах: холостого хода,25, 50, 75, 100, 110 % - для ДВС; 120 % номинальной мощности - для ГТУ.

Длякаждого режима определяют:

-мощность на клеммах генератора;

-температуру и давление масла, температуру и давление охлаждающей жидкости (дляДВС);

-расход топлива;

-удельный расход топлива;

-эффективный КПД;

- частотувращения ротора (коленвала для ДВС);

-степень повышения давления в компрессоре;

-температуры по газовоздушному тракту ГТУ (наддувочного воздуха и выпускныхгазов для ДВС);

-гидравлические сопротивления на всасе и выхлопе.

6.7Испытания систем автоматического регулирования, управления и защиты

6.7.1Выполняют проверку функционирования всех защит и автоматики, предусмотренных вТУ и программе испытаний. При этом могут быть зачтены ранее выполненныеиспытания при наличии протоколов (актов) испытаний.

Вобъем испытаний по этапу входят:

-проверка работы агрегата на режимах автоматического пуска и нормальногоостанова;

-проверка надежности защитных устройств;

-проверка электрозащиты генератора от перегрузки и внешних КЗ;

-снятие характеристик генератора КЗ и XX;

-проверка точности поддержания регулируемых параметров;

-определение статических характеристик системы автоматического регулирования;

-определение динамических характеристик систем регулирования и управления присбросах, набросах нагрузки в соответствии с ТУ;

-проверка функционирования АСУ электростанции и возможность включения в АСУ ТПверхнего уровня в соответствии с [10].

6.7.2Для электроагрегатов или электростанций с ГТУ проверяют следующие защиты:

-по превышению частоты вращения ротора;

-по превышению максимально допустимой температуры газа в турбине;

-по понижению давления в системе смазки;

-по падению давления топливного газа;

-по превышению температуры подшипников;

-по превышению предельно допустимого уровня вибрации подшипников, а также другиезащиты, предусмотренные САУ.

6.7.3Для электроагрегатов или электростанции с поршневыми газовыми двигателямипроверяют защиты по следующим показателям:

-высокая температура масла;

-низкое давление масла;

-низкое давление воздуха в системе управления;

-высокая температура охлаждающей жидкости;

-высокая температура на выпуске;

-предельное отклонение температуры по цилиндрам;

-высокая температура наддувочного воздуха;

-отклонение давления наддувочного воздуха от допустимого уровня;

-отклонение давления основного газа;

-отклонение давления форкамерного газа;

-соотношение расходов воздуха и газа;

-предельное значение частоты вращения;

-перегрузка двигателя свыше 110 % мощности.

6.7.4На пусковых режимах работы электроагрегата или электростанции с ГТУ проверяютследующие защитные устройства:

- защитупо превышению частоты вращения турбодетандера;

-защиту по погасанию факела (проверку производят прекращением подачи топлива илиимитацией погасания факела).

6.7.5На неработающем агрегате проверяют следующие защитные устройства:

-защиту от осевого сдвига ротора;

-защиту по понижению уровня масла в маслобаке.

6.7.6Проводят проверку регулирования следующих параметров:

-частоты вращения ротора силовой турбины или коленвала ДВС;

-температуры масла, охлаждающей жидкости;

-напряжения генератора.

6.7.7Выполняют проверку функционирования АСУ ТП электростанции и возможностьвключения ее в АСУ верхнего уровня, проверку соответствия структуры АСУутвержденным требованиям по составу технических средств, удобству управления иего быстродействию, помехозащищенности и другим показателям, перечисленным в ТЗ(ТУ). Проверяют наличие интерфейса связи с высшим уровнем и возможностьпостроения АСУ ТП многоагрегатной электростанции на базе используемыхтехнических средств.

6.8Испытания вспомогательных систем и устройств

6.8.1Проверяют функционирование системы автоматического регулирования температурымасла и охлаждающей жидкости (для электроагрегата или электростанции с ДВС) приизменении расхода воздуха (изменение положения жалюзи, отключение вентиляторовили изменение их частоты вращения и т. д.).

6.8.2Производят контроль параметров масляной системы и температур подшипников нарежимах с максимально допустимой температурой масла.

6.8.3В процессе длительных испытаний определяют удельный расход масла и проверяютизменение свойств масла в системах электроагрегата.

6.8.4Определяют расход электроэнергии электроагрегатом или электростанцией насобственные нужды и его структуру.

6.8.5Для определения тепловыделений измеряют температуры наружных поверхностейэлементов электроагрегата или электростанции и обшивки.

6.8.6Определяют шумовые и вибрационные характеристики, проверяют их соответствиетребованиям ГОСТ12.1.003 и ГОСТ 12.1.012.Измеряют общие и октавные уровни шума на постоянных рабочих местахобслуживающего персонала и на расстоянии 1 м от наружного контураэлектроагрегата или электростанции при работе на номинальном режиме.Расположение постоянных рабочих мест обслуживающего персонала должно бытьуказано в технической документации. Методика проведения измерений уровнейзвукового давления и обработки результатов должна соответствовать требованиям ГОСТ 20440.

6.8.7Определяют количество вредных выбросов в атмосферу.

6.8.8Для исследования работы противообледенительной системы на всасе ГТУискусственно создают условия для возникновения обледенения при включеннойпротивообледенительной системе, при этом контролируют отсутствие обледенения.Оценивают влияние противообледенительной системы на теплотехнические показателиГТУ.

6.8.9Эффективность работы комплексного воздухоочистительного устройства ГТУпроверяют путем искусственного запыления перед КВОУ для воспроизведения условийс различной степенью запыленности в соответствии с ГОСТ28775. Для искусственного запыления используют фракции частиц до 50 мкм(имитация обычного состояния) и фракции до 160 мкм (имитация пыльной бури).

6.9Проверка качества вырабатываемой электроэнергии и устойчивости параллельнойработы

6.9.1В программе испытаний должны быть предусмотрены определения следующихстатических показателей:

-установившееся отклонение напряжения в установившемся тепловом состоянии приизменении симметричной нагрузки в диапазоне от 10 до 100 % номинальноймощности;

-установившееся отклонение напряжения в установившемся тепловом состоянии принеизменной симметричной нагрузке;

-установившееся отклонение частоты при неизменной симметричной нагрузке;

-статическая характеристика регулятора частоты.

6.9.2В процессе проведения динамических испытаний определяют максимальный допустимыймгновенный наброс нагрузки, а также возможность сброса 100 % нагрузки с выходомна режим устойчивого холостого хода и последующим нагружением.

6.9.3Качество вырабатываемой электроэнергии проверяют по всем показателям насоответствие ГОСТ13109.

6.9.4По штатным прибором ЭСН определяют параметры входа (DU, DF) в параллельную работу с внешней сетью или другими источникамиэлектроэнергии, а также равномерность распределения мощности между параллельно работающимиагрегатами и величину обменных колебаний.

Устойчивостьпараллельной работы электроагрегатов и электростанций с поршневым игазотурбинным приводом проверяют в соответствии с показателями ГОСТ23377.

6.10Проверка надежности электроагрегата или электростанции - при непрерывной работес номинальной нагрузкой

6.10.1В программе испытаний должна быть предусмотрена непрерывная работа дляэлектроагрегатов и электростанций с ГТУ на номинальной нагрузке в течение неменее 72 ч. Если по внешним условиям эксплуатации номинальная нагрузка не можетбыть достигнута, электроагрегат или электростанцию испытывают на максимальновозможной нагрузке.

6.10.2После проведения длительных испытаний технической экспертизой устанавливают:

-техническое состояние узлов и деталей после испытаний;

-причины неполадок, если они имели место, качество и надежность уплотнений;

-степень сохранения первоначальных регулировок и т.д.

6.11Оформление документации

6.11.1Все работы, выполненные на собранном электроагрегате или электростанции,фиксирует сменный персонал в вахтенном эксплуатационном журнале, в которомуказывают дату проведения работы, ее вид и время окончания, а также фамилииисполнителей (приложение А).

6.11.2Параметры режимов работы электроагрегата или электростанции в процесседлительных испытаний фиксируют через каждые два часа в суточной ведомости.

6.11.3Количество характер пусков, а также остановов и замеченные неполадки фиксируютв вахтенном эксплуатационном журнале.

6.11.4Формы суточных ведомостей, эксплуатационных формуляров и журналов разрабатываютс использованием правил технической эксплуатации электроагрегатов илиэлектростанций с ГТУ и ДВС.

6.11.5Результаты испытаний оформляют актами, техническими справками или протоколамииспытаний, которые представляют комиссии по испытаниям.

6.11.6В формулярах ГТЭС, ГТУ, ДВС и паспортах на комплектующие изделия электростанцииделают записи, предусмотренные правилами ведения документации.

6.12Меры безопасности при проведении испытаний

6.12.1При проведении испытаний электроагрегата или электростанции необходиморуководствоваться [7],[11]и новыми разработками нормативных документов.

6.12.2К эксплуатации и техническому обслуживанию электроагрегата или электростанциидопускают персонал, прошедший обучение и проверку знаний по материальной части,правилам эксплуатации электростанции, технике безопасности и оказанию первойпомощи пострадавшему (приложениеБ, В).

6.12.3При проведении работ на станции обслуживающий персонал должен применятьисправные и проверенные защитные средства (шлемофоны, диэлектрические перчатки,боты, коврики, инструмент с изолированными ручками и др.).

6.12.4Рабочие места должны иметь достаточное освещение. При необходимости применяют переносныеосветительные приборы с напряжением не более 42 В.

6.12.5Для оказания первой медицинской помощи на стенде должна находиться аптечка сустановленным запасом медикаментов и перевязочных материалов.

6.12.6При испытаниях электроагрегата или электростанции запрещается:

-снимать кожухи, ограждения, производить чистку агрегатов и уборку помещениястенда при работающем электроагрегате;

-нарушать теплоизоляционные покрытия выхлопной системы;

-производить работы неисправным и нештатным инструментом;

-применять удлинители на ключи различных назначений и рычаги.

6.12.7Во время испытаний не допускается работа электроагрегата или электростанциипри:

-выбросе охлаждающей жидкости из расширительного бака (для ДВС);

-повышенном перепаде температур охлаждающей жидкости и масла;

-выбросе масла через суфлирующую трубу;

-отсутствии оперативного питания в системе управления;

-резком изменении давления масла в автономной масляной системе;

-наличии сильных хлопков;

-обнаружении утечки газа;

-неисправности газового и другого стендового оборудования;

-падении давления пускового и топливного газа ниже допустимого.

7. Требования к ЭСН

7.1ЭСН, как правило, строят из унифицированных блок-модулей и легко-сборных конструкцийзданий. Блочно-модульная конструкция должна позволять нормально эксплуатироватьразмещенное в ней оборудование, в том числе осуществлять обслуживание и ремонт.Блочно-модульная конструкция должна также обеспечивать длительное хранениеоборудования.

7.2Расположение и компоновка оборудования в модулях не должны затруднять монтаж,демонтаж, а также выемку отдельных устройств узлов и сборочных единиц для ихтехнического обслуживания.

7.3Помещения ЭСН должны иметь устройства автоматической пожарной сигнализации свыдачей сигнала на ГЩУ и в помещения с постоянным пребыванием эксплуатационногоперсонала, а наиболее опасные в пожарном отношении помещения ЭСН - установкиавтоматического пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.1.004.

Переченьнаиболее опасных в пожарном отношении объектов и помещений устанавливаетсясоответствующими требованиями норм пожарной безопасности согласно проекта наЭСН.

7.4Системы вентиляции и отопления ЭСН разрабатывают с учетом техническихтребований заводов - изготовителей оборудования, абсолютных максимумов иминимумов температур районов строительства и комфортных условий дляобслуживающего персонала.

7.5На ЭСН также должны быть предусмотрены системы питьевого водоснабжения иканализации, выполняемые в зависимости от мощности ЭСН, самостоятельными или сподключением к соответствующим системам технического объекта.

7.6Модули многоагрегатных ЭСН должны иметь полную заводскую готовность и позволятьсобрать на месте монтажа следующие укрупненные блоки:

-машинного зала (допускаются отдельные энергоблоки без общего укрытия);

-электротехнический;

-ремонтный (с комплектом инструментов, монтажных и погрузочных приспособлений);

-центрального щита управления;

-вспомогательных устройств;

-теплоснабжения (котел-утилизатор);

-отключающих кранов и газовых фильтров, установки подготовки топливного ипускового газа;

-повысительной подстанции и ЗРУ.

Кромевышеперечисленного оборудования в комплексе сооружений ЭСН должны быть включеныобъекты индивидуального вспомогательного и обслуживающего назначения,определяемые генпроектировщиком ЭСН:

-объединенный вспомогательный корпус и администрация;

-блок химводоочистки;

-склад ГСМ;

-трансформаторная башня;

-гараж;

-складские помещения;

-резервуары запаса воды и другое оборудование, обеспечивающее нормальный пуск ижизнеобеспечение ЭСН.

7.7Модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировкуавтомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Вес одного блок - модуляне более 30 - 60 т.

7.8Конструкция блоков ЭСН должна обеспечивать выполнение требований настоящихПравил, [2]и других НД.

7.9ЭСН и ее модули для условий Севера должны, как правило, изготавливаться вклиматическом исполнении УХЛ по ГОСТ15150 для работы при температуре наружного воздуха от минус 55 до плюс 45°С, относительной влажности воздуха до 98 % при температуре плюс 25° С, сейсмичностидо 7 баллов.

Охлаждающийвоздух и окружающая среда не должны содержать токопроводящей пыли,взрывоопасных и других смесей вредно действующих на изоляцию обмоток иухудшающих охлаждение генератора.

Запыленностьнаружного воздуха не выше 0,5 г/м³ скорость воздушного потока уповерхности земли до 50 м/с, возможно действие любых метеоусловий (дождь, снег,туман, роса, иней).

Должнытакже учитываться другие природные условия, свойственные району применения.

8. Технологическая часть

8.1Топливная система

8.1.1Основным и резервным топливом для агрегатов ЭСН является природный газ,подготовленный в соответствии с требованиями стандартов и ТУ на двигатели.Основные характеристики газообразных топлив приведены в ГОСТ5542 и таблицах 2 и 3.

8.1.2Давление и температура природного газа, содержание примесей в газе должны бытьсогласованы между разработчиком и заказчиком ЭСН.

Таблица 2 - Основные параметрыкомпонентов топлив

8.1.3 Всеэлементы топливной системы, подводящие газ к двигателю, должны быть размещены визолирующем коробе, имеющем дверцы для удобства проведения регламентных работ ифланец для присоединения вентиляционной трубы. Короб должен иметь постояннуюестественную вентиляцию, а также оборудован принудительной вентиляцией савтоматическим включением от газосигнализатора, датчик которого устанавливаетсяв верхней части короба.

Таблица 3 -Составы природных и искусственных газов, % объема

Приконцентрации метана в коробе ³ 0,5 % подается предупредительный сигнал нащите оператора и должен включаться вентилятор короба. При концентрации метана ³ 1,0 % срабатывает аварийная сигнализация идолжна автоматически отсекаться подача газа к турбогенератору с одновременнымсбросом газа в атмосферу через открывшуюся свечу.

Долженбыть предусмотрен контроль загазованности помещения ЭСН с подачейпредупредительного сигнала на щит при концентрации ³ 0,5 % иаварийного отключения подачи газа к турбогенератору при концентрации метана ³ 1,0 %.

8.1.4На вводе трубопровода с газом внутрь помещения ЭСН устанавливают отключающееустройство в доступном для обслуживания и освещенном месте. При установкерегулятора давления топливного газа внутри помещения ЭСН запорным устройствомна вводе может считаться задвижка или кран перед регулятором давления.

8.1.5Не допускают пересечение трубопроводов с газом вентиляционных шахт,воздуховодов, электрических распределительных проводок.

8.1.6Топливная система двигателя должна иметь продувочную свечу с запорнымустройством. Устройство свечи должно соответствовать требованиям [11].

8.1.7Арматура, устанавливаемая на трубопроводах топливного газа, должна бытьлегкодоступна для управления, осмотра и ремонта.

8.1.8При использовании ЭСН в качестве основного источника энергоснабжения,необходимо обеспечить наличие двух независимых вводов по топливному газу.

8.2Системы зажигания газовых ДВС

8.2.1В системах зажигания газовых двигателей применяют БСЗ с батарейным илиавтономным источником питания, имеющие высокие показатели по наработке наотказ. Электронный коммутатор и датчик-распределитель (датчик-генератор) должныэксплуатироваться без обслуживания в течение не менее трех лет.

8.2.2В качестве источника питания БСЗ применяют аккумуляторную батарею напряжением12 В. Целесообразно использовать аккумулятор на группу машин. Аккумуляторыдолжны подзаряжаться зарядными устройствами.

Подключениецепи питания электронных коммутаторов непосредственно к выпрямителюнедопустимо, так как это приводит к немедленному выходу из строяпреобразователя напряжения.

8.2.3Коммутатор должен быть надежно закреплен и "массовая" клемма должнабыть хорошо соединена с массой двигателя. Перед началом монтажа системы надвигатель необходимо обязательно убедиться в исправности проводки.

Дляпроверки изоляции необходимо отсоединить концы проводов от катушек зажигания иподать испытательное напряжение к проводам относительно ''массы", при этомприбор не должен показывать утечку по изоляции. Все узлы систем зажиганияследует соединять многожильным медным проводом с тепло- и маслостойкойизоляцией сечением, выбранным из расчета, чтобы падение напряжения на нем былоне более 1 В.

Приустановке датчика-распределителя или датчика-генератора необходимо провернутьна нужный угол коленчатый вал ДВС против хода, потом медленно проворачивая егопо ходу, установить маховик на отметке, соответствующей моментуискрообразования в первом цилиндре. Запустив двигатель, необходимо проверитьправильность установки угла опережения зажигания с помощью стробоскопическогоприбора (любого типа) на оборотах холостого хода. Корректировку моментаискрообразования осуществляют поворотом корпуса датчика-распределителя за счетпрорезей на фланце. Нормальная работа двигателя на всех режимах будетгарантирована только в случае правильной установки угла опережения зажигания.

8.2.4Система зажигания, как правило, работает с серийными катушками зажигания. В процессеэксплуатации катушки зажигания требуют проверки и испытания на межвитковоезамыкание, испытание изоляции и обрыв обмотки.

8.2.5Свечи зажигания служат для воспламенения газовоздушной смеси в цилиндрахдвигателя. На некоторых газовых двигатель - генераторах применяют авиационныесвечи зажигания типа «СД». Своевременное высококачественное техническоеобслуживание свечей зажигания значительно повышает надежность работы двигателейи позволяет увеличить их межремонтные и амортизационные сроки службы. Техническоеобслуживание свечей зажигания производят только при строгом соблюдении правилобращения с ними, наличии специального оборудования и инструмента:

-прибора для испытания свечей на искрообразование и герметичность;

-сушильного электрического шкафа;

-специальных ключей для снятия и установки свечей;

-приспособления для регулировки зазоров между электродами свечи;

-свечных щупов;

-специальных стеллажей для хранения и просушивания свечей.

8.2.6Для испытания свечей на искрообразование и герметичность в условияхэксплуатации имеются различные по конструкции приборы. Проверку свечей наискрообразование проводят в специальной искровой камере под избыточнымдавлением сухого воздуха 15 кг/см². Свечу считают годной, если втечение 30 с нет заметных па глаз перебоев, а перебегание искр наблюдается неменее, чем на трех электродах. Проверку свечи на герметичность производят подизбыточным давлением 40 кг/см². Свечу считают годной, если в течение30 с просачивание воздуха через уплотнительные соединения изолятора не более 30пузырей. Для просушивания свечей зажигания обычно используют стандартныйсушильный шкаф (максимальная рабочая температура 250 °С, напряжение 220 В,мощность 1,6 кВт). Шкаф снабжен устройством для регулирования рабочейтемпературы. Внутри шкафа устанавливают стеллажи с отверстиями под свечи,подлежащие просушиванию.

8.2.7Проверку зазоров между центральным и боковыми электродами производятспециальными свечными щупами. Щупы могут быть круглыми, изготовленными изстальной рояльной проволоки и плоскими, изготовленными из ленточной стали. Вкомплект входят плоские или круглые щупы размером 0,10; 0,15; 0,20; 0,25; 0,30;0,35; 0,40; 0,45; 0,50; 0,55 и 0,60 мм. Для обеспечения сохранности свечипереносят (со склада к месту установки, на склад, для отправки в ремонт и т.д.)в таре завода-изготовителя или на специальных стеллажах, изготовленных изпросушенного дерева и рассчитанных на переноску одного комплекта свечейдвигателя. Стеллажи используют также для хранения свечей, снятых с двигателяпри регламентных работах.

8.2.8Промывку свечей от загрязнений производят в специальной металлической ванне спомощью волосяных щеток и кистей. Примерный размер ванны 250´150´100 мм. Дляустановки свечей ванна должна быть снабжена двумя подставками, рассчитанными накомплект свечей. Обдувку промытых свечей сжатым воздухом производят придавлении до 1,0 - 1,5 кг/см².

8.2.9Свечи снимают в сроки, установленные регламентом по данному двигателю, или приотказе их в работе. Следует избегать неположенных по регламенту съемок свечей сдвигателя, так как частые съемки могут вывести свечи из строя. В случаенеудовлетворительной работы двигателя не следует заменять свечи, не определивточно причины неисправности.

Свечи,снятые с двигателя досрочно и подлежащие снова установке на двигатель, должныхраниться в сухом помещении на стеллажах для переноски и хранения свечей.Запрещается хранить свечи "навалом".

Втаблице 4 приведены основные неисправности свечей, вызывающие перебои в работедвигателя, и способы их устранения или предупреждения.

Таблица 4 -Основные неисправности свечей и способы их устранения

Примечание- В настоящей таблице приведены только основные неисправности, относящиеся к самимсвечам зажигания. Необходимо иметь в виду, что перебои в работе свечей могутбыть вызваны неисправностью других элементов системы зажигания. Контроль заработой системы зажигания на работающем двигателе производят с помощьюстробоскопического прибора, а свечей зажигания - по температуре выхлопныхгазов.

8.3Масляная система

8.3.1Запас масла принимают на срок, оговоренный в задании на проектирование ЭСН.

8.3.2При наружной установке резервуаров запаса масла и низких температурах предусматриваютподогрев масла в резервуарах до температуры, обеспечивающей перекачку масла.

8.3.3Перекачку масла рекомендуется осуществлять шестеренчатыми электронасосами, а вкачестве резервного предусматривать насосы с ручным приводом.

8.3.4Запас масла для ЭСН хранят в специальных металлических резервуарах или вбочках. Резервуары должны быть защищены от статического электричества и иметьмолниезащиту. При хранении запаса масла в бочках на открытой площадке или поднавесом должно быть предусмотрено специальное помещение для разогрева бочек.При хранении бочек с маслом на закрытом складе должно быть предусмотрено егоотопление, обеспечивающее подогрев масла до температуры плюс 10 °С.

8.3.5Масляная система ЭСН должна обеспечивать потребность двигателя и генератора,прием, хранение и учет расхода масла, подачу чистого масла в мерную емкость имаслобаки агрегатов, слив отработанного масла, очистку масла на участкерегенерации, очистку масла непосредственно в маслобаке агрегата.

8.3.6Расходные баки масла объемом 5 м³, устанавливают в специальномпомещении, отделенном стенами из несгораемых материалов с пределамиогнестойкости не менее 0,75 ч. Это помещение должно иметь выходы в другиепомещения ЭСН через тамбур и непосредственно наружу.

8.3.7Расходные баки емкостью свыше 1 м³ должны иметь аварийный слив.Аварийный слив масла осуществляют в наружный подземный резервуар, размещенныйвне здания ЭСН на расстоянии не менее 1 м от "глухой" стены здания ине менее 5 м при наличии в стенах проемов. Аварийный трубопровод каждого бакадолжен иметь только одну задвижку, установленную в удобном для обслуживания ибезопасном при пожаре месте. При установке расходных баков в отдельномпомещении эту задвижку устанавливают вне помещения. Диаметр трубопроводааварийного слива должен обеспечивать самотечный слив из баков за время не более10 мин.

8.3.8Расходный бак должен иметь переливной трубопровод, обеспечивающий слив масласамотеком в резервуар аварийного слива с расходом не менее 1,2производительности перекачивающего насоса.

8.3.9Расходные баки должны иметь дыхательную систему, исключающую попадание паровмасла в помещение ЭСН. Дыхательные трубопроводы должны выводиться наружу зданияи иметь молниеотводы. Огневые предохранительные клапаны не предусматривают.

8.3.10Расходный бак должен иметь фильтр грубой очистки, установленный натрубопроводе, подающем масло в бак. Фильтр может размещаться как внутри бака,так и вне него. Нижнюю часть патрубка на этом трубопроводе внутри бака следуетразмещать на высоте не менее 50 мм от днища бака.

8.3.11Отработанное масло откачивают из системы насосом в специально предусмотреннуюемкость или переносную тару. Объединять трубопроводы чистого и отработанногомасла запрещается.

8.3.12Масляная система ЭСН должна предусматривать возможность промывки и бытьзащищенной от коррозии. Следует применять параллельную прокладку маслопроводови трубопроводов теплоснабжения для предохранения масла от переохлаждения.

8.3.13Для поддержания ЭСН в готовности к быстрому запуску в холодное время, масляные бакиагрегатов ЭСН должны иметь обогрев.

8.3.14Масло для смазки должно сохранять свои качества в диапазоне возможныхтемператур наружного воздуха.

8.3.15Расходные баки должны быть оборудованы уровнемерами, предусматривающимивозможность сигнализации максимального и минимального уровня масла.

8.3.16Целесообразна проработка вопроса использования для смазки подшипниковгенератора масла, применяемого в приводе электроагрегата.

8.4Системы охлаждения и технического водоснабжения

8.4.1На ЭСН с ГТУ, как правило, применяют системы воздушного охлаждения. Допускаетсяприменение систем воздушно - водяного охлаждения.

Водоснабжениеэлектростанции ДВС должно обеспечивать нормальную работу системы охлаждениявсех электроагрегатов в номинальном режиме с учетом:

-восполнения безвозвратных потерь в системе охлаждения технической воды внешнегоконтура, принимают ориентировочно в размере до 3 % от общего расхода оборотнойводы, а также продувки оборотной системы для поддержания солевого равновесия,размер которой составляет до 2 % от общего расхода оборотной воды (взависимости от выбранного типа охладителя указанные значения должны бытьуточнены расчетом);

-подпитки умягченной водой внутреннего контура охлаждения 0,1 % от объемапервоначальной заправки;

- потребностив воде на вспомогательные нужды.

8.4.2Для внутреннего контура системы охлаждения двигателей может быть использованконденсат, умягченная вода котельной. При невозможности централизованногополучения умягченной воды необходимо предусмотреть приготовление ее на ЭСН спомощью дистиллятора.

8.4.3Для электроагрегатов с двухконтурной системой охлаждения качество воды внешнегоконтура должно соответствовать требованиям завода - изготовителя. Вода этогоконтура, как правило, должна быть без механических примесей и следовнефтепродуктов.

8.4.4В качестве охладителей воды для внешнего контура электроагрегатов целесообразноиспользовать аппараты воздушного охлаждения.

8.4.5Блок радиаторного охлаждения, как правило, размещают в помещении, в которомподдерживают температуру воздуха, исключающую его размораживание.

Допускаетсяприменять в системе охлаждения жидкости, замерзающие при низких температурах(антифриз, тосол). При этом блок охлаждения устанавливают в отдельном неотапливаемом помещении или на специальной площадке.

8.4.6Система охлаждения должна исключать возможность замерзания и превышениядавления в холодильниках двигателя (значений, установленных заводами -изготовителями). Емкость бака обессоленной воды для подпитки внутреннего контураохлаждения должна обеспечивать работу контура в течение 10 сут. Резервные ЭСН сГТД должны допускать запуск и последующую работу без снабжения техническойводой.

8.5Системы забора воздуха и выхлопа

8.5.1Параметры воздуха, поступающего в ЭСН, должны соответствовать требованиямзавода - изготовителя.

8.5.2Комплексное устройство воздухоподготовки ЭСН должно обеспечивать исключениепопадания посторонних предметов (в том числе льда) в двигатель, очисткуциклового воздуха, противообледенительную защиту, снижение шума на всасе досанитарных норм, безаварийную работу при засорении фильтрующих элементов(наличие байпаса).

8.5.3При отсутствии требований завода - изготовителя к качеству циклового воздухапринимают:

-для ГТД остаточную среднегодовую запыленность не более 0,3 мг/м³, втом числе с концентрацией пыли с размером частиц более 20 мкм не выше 0,03 мг/м³.Допускается кратковременная (не более 100 ч в год) концентрация пыли до 5 мг/м³с частицами размером не более 30 мкм;

-для агрегатов с поршневым приводом предельную запыленность воздуха не более 5мг/м³.

8.5.4Газоотводящее устройство на выхлопе двигателя должно обеспечивать отводпродуктов сгорания и снижение шума на выхлопе до санитарных норм. Высоту трубыопределяют с учетом обеспечения допустимых концентраций вредных веществ ввыбросах.

8.5.5Для основных (базовых) ЭСН с ГТД с целью повышения их экономичностипредусматривают утилизацию тепла отходящих газов. Отсутствие утилизации должноиметь технико-экономическое обоснование.

8.5.6Для ЭСН с поршневым приводом предусматривают глушитель. Глушитель устанавливаютна кровле ЭСН или на отдельно стоящих металлических конструкциях и заканчиваютвыхлопной трубой и при необходимости оборудуют искрогасителем.

8.5.7Общее сопротивление всасывающего и выхлопного тракта, включая глушитель,определяют расчетом. Величина его не должна превышать значения, указанного втехнических условиях на поставку электроагрегата.

8.5.8Блок подготовки воздуха системы охлаждения генератора должен обеспечиватьочистку воздуха от пыли, снега и капельной влаги, подогрев генератора ивозбудителя перед пуском и в период нахождения в горячем резерве (потокомподогретого воздуха при неподвижном роторе) при отрицательных температурахнаружного воздуха.

8.6Приводной двигатель (ГТД и ДВС) генератора

8.6.1Двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работугенератора с энергосистемой любой мощности с двигателями аналогичных типов, атакже на автономную нагрузку.

8.6.2Запуск ГТД осуществляют с помощью электростартера, пускового дизеля илитурбодетандера, работающего на газе, сжатом воздухе или другим способом. ЗапускДВС осуществляют электростартером или сжатым воздухом. При воздушной системепуска емкость баллонов воздуха должна обеспечивать 4-6 пусков ДВС и 3 - 4 пускаГТД без пополнения баллонов. Заполнение емкостей сжатого воздуха для пускадвигателей предусматривают от автономных компрессоров.

8.6.3Главный насос смазки и регулирования ГТД должен иметь привод от вала двигателя,резервный (пусковой) - от электродвигателя переменного тока, аварийный - отэлектродвигателя постоянного тока. Резервный и аварийный маслонасосы должныиметь устройство технологического АВР.

8.6.4Конструкция двигателя должна предусматривать возможность осмотра сборочныхединиц и деталей в соответствии с регламентом технического обслуживания безвскрытия других элементов, имеющих более длительный межремонтный ресурс.

8.6.5Применение одновальных ГТУ, обеспечивающих более высокую динамическуюустойчивость электроагрегата, предпочтительно с точки зрения параллельнойработы.

8.6.6ГТД должен работать надежно с мощностью на 20 % выше номинальной при снижениитемпературы атмосферного воздуха ниже значения, установленного для нормальныхусловий и без превышения номинальной температуры газа перед турбиной.

8.6.7Должно предусматриваться устройство для обеспечения проворота роторатурбогенератора.

8.6.8Конструкция ГТД должна обеспечивать отбор воздуха в пределах 1 % натехнологические нужды и обогрев воздухоочистительного устройства.

8.6.9Регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивуюработу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения выходного валапривода генератора от 98 до 101 % номинальной. При аварийных режимах вэнергосистеме допускают работу генератора с частотой вращения до 92 % и более101 %.

8.6.10На холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулировки частоты вращениявыходного вала от 90 до 105 % от номинальной с ГЩУ или по месту (длясинхронизации генератора).

8.6.11Верхний предел статического регулирования частоты вращения выходного вала недолжен превышать 4% от номинальной частоты вращения с возможностью егорегулирования на месте эксплуатации от 4 до 0 %. Степень нечувствительностирегулирования частоты вращения при любой нагрузке не должна превышать 0,1 %номинальной частоты вращения.

8.6.12Регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считают устойчивым,если:

-значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствамирегулирования частоты вращения, не превышает 0,4 % номинальной частоты вращениягенератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке;

-значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемыхустройствами регулирования частоты вращения и управления подачей топлива, неприводит к изменению мощности генератора свыше 8 % от номинальной при работепараллельно с другими агрегатами в сеть, при номинальной частоте вращения иустановившейся нагрузке.

8.6.13Должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельнойработе в следующих режимах:

-при работе на стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до 1,2номинальной мощности (для ГТУ) или 1,1 номинальной мощности (для ДВС);

-при мгновенных сбросах нагрузки равной 100 % номинальной и набросах частичныхнагрузок допускается отклонение частоты вращения не более ±7,5 % отноминальной. Время восстановления частоты с точностью ± 0,5 % должно составлятьне более 5 с.

Мгновенныйсброс 100 % нагрузки не должен приводить к остановке энергетической газовойтурбины. Допустимые режимы загрузки турбины должны быть установлены в ТУ напоставку.

8.6.14Помимо регулятора частоты вращения в схеме регулирования должно быть предусмотреноустройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлическийпреобразователь), действующей по факту аварии в главной электрической схемеэлектростанции (возникновение КЗ, внезапное отключение нагрузки и пр.) накратковременное закрытие регулирующих клапанов с их последующим открытием(после окончания импульса) до прежнего значения.

8.6.15Автомат безопасности должен надежно отключать ГТУ при повышении частотывращения на 10-15 % выше номинальной.

8.6.16Выбросы вредных веществ с отработавшими газами не должны превышать нормативов,установленных в ГОСТ29328.

8.7Система утилизации тепла

8.7.1Утилизацию тепла уходящих газов ГТУ и ДВС рассматривают как важное направлениедеятельности в области энергосбережения.

Температурныйпотенциал уходящих газов, составляющий 300 - 500 °С, необходимо использоватьдля получения пара и привода паровой турбины. Паровая турбина может вращать какдополнительный нагнетатель, так и электрогенератор. Такое техническое решениепозволяет получить установку с более высоким общим КПД.

8.7.2Тепловую энергию выхлопных газов на объектах ОАО "Газпром" используютдля теплоснабжения производственных зданий, жилых поселков и других элементовинфраструктуры.

8.7.3Для утилизации тепла необходимо использовать энергетические установки,функционирующие как по парогазовому циклу, так и БПГУ - в перспективе.

8.7.4БПГУ должны иметь в своем составе второй замкнутый контур, где в качестверабочего тела используют органические жидкости с низкой температурой кипения -изобутан, изопентам, хладоны (R 142 В и R 134 А) и др.

8.7.5Одним из наиболее распространенных методов утилизации тепла уходящих из турбиныгазов является использование их в УТО для нагрева воды с целью отопления игорячего водоснабжения.

8.7.6Регулирование расхода газа через котел-утилизатор осуществляют путем измененияположения заслонки, расположенной внутри выхлопного патрубка.

8.7.7Устройство, эксплуатация и освидетельствование котлов-утилизаторов с давлениемсвыше 0,7 атм должны соответствовать [12].

8.7.8У каждого котла-утилизатора на выхлопном тракте в непосредственной близости отместа его обслуживания должно быть байпасное устройство, позволяющее оперативноотключить котел-утилизатор выхлопного тракта в случае возникновения аварийнойситуации. При этом должна быть обеспечена возможность перепуска выхлопных газовмимо котла.

8.7.9По окончании монтажа котла-утилизатора проводят его испытание при различныхрежимах работы двигателя и влиянии газового сопротивления всего тракта выхлопана мощность и экономичность агрегата.

8.7.10Котел-утилизатор должен иметь порядковый номер, металлическую табличку суказанием завода-изготовителя, заводского номера, года изготовления,номинальных значений основных параметров.

8.7.11Эксплуатация котлов-утилизаторов должна быть возложена на тепломеханическуюгруппу ЭСН.

8.7.12На ЭСН должна быть разработана инструкция по эксплуатации котлов-утилизаторов,основанная на руководстве по эксплуатации конкретной установки.

8.7.13Включение котла-утилизатора в работу производят лишь после установления режимаработы двигателя. При этом необходимо сначала постепенно открыть заслонку накотле, а затем закрыть заслонку на байпасе.

8.7.14Заполнение котла-утилизатора водой необходимо производить постепенно, при этомдолжен быть полностью открыт вентиль для удаления воздуха из котла, которыйследует закрыть лишь после того, как из него пойдет вода.

8.7.15В паровых котлах, после поднятия давления пара до рабочего, следует проверитьдействие предохранительных клапанов.

8.7.16При отключении котла-утилизатора следует, в первую очередь, открыть байпаснуюзаслонку для газов и только после этого закрыть заслонку на котле. Весь потокуходящих газов выбрасывается в обход поверхностей нагрева УТО.

8.7.17Время пуска и остановки котла-утилизатора, а также обнаруженные на котледефекты, должны быть записаны в суточную ведомость ЭСН.

8.7.18Температура наружной поверхности котлов-утилизаторов в местах доступных дляобслуживающего персонала должна быть не более 45 °С.

8.7.19При длительной остановке котла-утилизатора принимают меры к предохранению егоот коррозии и размораживания.

8.7.20Сроки очистки котлов от накипи устанавливают в зависимости от качествапитательной воды и используемых технологий очистки.

8.7.21Котел-утилизатор, находящийся в эксплуатации, периодически подвергаюттехническому освидетельствованию инспекцией Котлонадзора.

8.8Указания по монтажу и эксплуатации

МонтажЭСН выполняют силами монтажно-наладочной бригады предприятия-изготовителя и (или)заказчика в соответствии с требованиями монтажного чертежа.

Детали,поступающие на сборку и монтаж, должны иметь сопроводительную документацию,удостоверяющую их соответствие технической документации и возможность ихдальнейшего использования.

Впроцессе монтажа, пусконаладочных работ и технической эксплуатации ЭСН заказчикобеспечивает:

-готовность фундамента для ЭСН - по согласованному заданию на фундамент;

-готовность необходимых грузоподъемных устройств и площадок для монтажа иобслуживания ЭСН;

-комплектование, наладку и подключение РУ-6 кВ к ЭСН;

-размещение пультов комплекса управления и пожаротушения;

-подготовку и подвод топливного и пускового газа под рабочим давлением;

-заправку маслом, технологические растворы и смазки;

-испытательные и рабочие напряжения для электрооборудования;

-подключение передвижной установки для промывки двигателя.

ЭксплуатациюЭСН производят в соответствии с требованиями настоящих Правил, Руководства потехнической эксплуатации и [2].

Допускаетсявыполнение отдельных работ на поднадзорных образцах по согласованнымэксплуатационным указаниям разработчика ЭСН.

РаботоспособностьЭСН в течение назначенных ресурсов обеспечивается при условии выполненияэксплуатирующей организацией требований, изложенных в инструкции поэксплуатации.

ИзготовительЭСН обеспечивает сервис и поставляет необходимые запасные части дляэлектростанции. Продолжительность обслуживания изготовителем ЭСН определяютсоответствующим договором.

Заказчикобеспечивает подготовку к эксплуатации и эксплуатацию ЭСН в соответствии стребованиями ТУ и по условиям договора на поставку электростанции.

9. Электротехническая часть

9.1Общие положения

9.1.1Главная схема и оборудование электростанций напряжением 6 (10) кВ.

Главнаясхема электростанции должна обеспечивать:

-выдачу 100 % расчетной рабочей мощности на генераторном напряжении 10,5 или 6,3кВ в любом рабочем режиме электростанции;

-достаточную гибкость и надежность работы во всех рабочих, ремонтных и аварийныхситуациях;

-наличие резервной вращающейся генераторной мощности в рабочих или ремонтныхрежимах;

-возможность включения в работу не менее одного электроагрегата, находящегося вхолодном резерве;

-возможность расширения электростанции.

9.1.2Главное распредустройство генераторного напряжения ЗРУ-6 (10) кВ, как правило,должно быть выполнено общим для всех генераторов и состоять не менее чем издвух секций, объединенных секционным выключателем. Рекомендуется применениекольцевой схемы сборных шин генераторного напряжения с количеством секций неменее трех.

Длягенераторов мощностью более 10 МВт допускают применение блочных схем генератор- повысительный трансформатор 10/110 (220) кВ, но это требует соответствующегообоснования.

9.1.3Подключение потребителей рекомендуется выполнять непосредственно от шингенераторного напряжения либо через трансформаторы (особенно при изолированнойнейтрали). При наличии большого количества мелких потребителей допустимообразование отдельного реактированного ЗРУ-СП-10 кВ с возможностью питаниячерез понизительные трансформаторы.

9.1.4Должна быть предусмотрена возможность подключения к шинам генераторногонапряжения двух повышающих трансформаторов 6 (10)/110 кВ или линий связи 6 (10)кВ с соседними электростанциями.

9.1.5Собственные нужды электростанции должны быть запитаны непосредственно от шингенераторного напряжения.

9.1.6Распредустройства ЗРУ-6 (10) кВ и ЗРУ-СП-6 (10) кВ должны быть выполнены набазе комплектных распредустройств с вакуумными или элегазовыми выключателями.

9.1.7Для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений в ЗРУ-6 (10) кВ иЗРУ-СП-6 (10) кВ должны быть применены ОПН. Они должны быть установлены вкаждой ячейке с выключателем - со стороны отходящей линии, а также одинкомплект - общий на каждой секции шин. При необходимости допускаетсядополнительная защита с помощью RC-цепочек. ОПН и RC-цепочки должны допускать длительную работу под линейнымнапряжением сети.

9.1.8Должно быть предусмотрено частичное заземление нейтрали сети 6 (10) кВ черезрезисторы, обеспечивающие активную составляющую тока металлического однофазногозамыкания, не превышающую 30-40 А.

9.1.9В оборудование главной схемы должны входить следующие устройства РЗ и ПА:

-на линиях связи с системой - токовая отсечка или дифференциальная защита,максимальная токовая защита, защита от замыкания на землю, делительная защита,сигнализация перегрузки;

-общесекционные защиты - дифференциальная и дуговая каждой секции, защитаминимального напряжения с действием на отключение отходящих линий (по выбору),автоматическая частотная разгрузка, автоматика быстрой разгрузки работающихгенераторов при внезапном отключении одного из них с действием на отключениеотходящих линий (по выбору);

-генераторы с устройствами защиты, предусмотренными в 9.2.30;

-синхронизации (точной ручной и автоматической) на выключателях генераторов,всех секционных выключателях и выключателях связи с энергосистемой;

-частичное заземление нейтрали, оснащенные автоматикой, обеспечивающейселективное определение присоединения с ОЗЗ, либо его отключение.

9.1.10Все устройства РЗ и ПА предпочтительно выполнять на базе цифровой техники сучетом обеспечения работоспособности в условиях низких температур.

9.1.11Управление выключателями осуществляют с ГЩУ, при этом должна быть обеспеченасоответствующая аварийная и предупредительная сигнализация. Для опробования и наладкидолжно быть предусмотрено местное управление из ячеек, осуществляемоепереключателями выбора режима управления.

9.1.12Для управления и сигнализации применяют оперативный постоянный ток напряжениемдо 220 В.

9.1.13В ЗРУ-6 (10) кВ и ЗРУ-СП-6 (10) кВ должны быть выполнены механические иэлектромагнитные блокировки с целью предотвращения неправильных операцийоперативным персоналом.

9.1.14Схемы защиты, автоматики и управления должны быть выполнены так, чтобыисчезновение и последующее восстановление напряжения в оперативных цепях неприводило к ложному их действию или отключению присоединений.

9.1.15Применение высоковольтных плавких предохранителей не допускается (кромеустановки для защиты трансформаторов напряжения).

9.1.16Для питания трансформаторов КЦ и АВО газа должны применяться радиальные схемы.

9.2Генератор

9.2.1Номинальная мощность должна соответствовать максимальной мощности приводногодвигателя, получаемой в условиях низких температур воздуха. Частота вращения - 3000(1000; 1500) об/мин, номинальное напряжение 0,4, 6,3 (10,5) кВ, коэффициентмощности - 0,8, соединение обмоток - звезда.

9.2.2Изоляция обмотки статора и ротора должна быть класса нагревостойкости F с тепловым использованием в классе В. Предельно допустимуютемпературу обмоток генератора определяет инструкция завода-изготовителя, ноона не должна быть более 90 °С.

9.2.3Генератор должен иметь, как правило, воздушное охлаждение, рассчитанное наработу при температуре окружающего воздуха от минус 55 до +45 °С, влажности 98% при 25 °С, запыленности 0,5 г/м³.

9.2.4Со стороны нулевых выводов в генераторе должны быть установлены трансформаторытока для дифференциальной и максимальной токовой защиты.

9.2.5Генератор должен допускать аварийные перегрузки по току статора на 10 % втечение 60 мин и двукратную - в течение 1 мин при номинальных значенияхнапряжения, частоты и коэффициента мощности.

9.2.6Генератор, включая все элементы возбуждения, должен выдерживать без поврежденийдвух- и трехфазное КЗ на выводах в течение 5 с. После отключения КЗ должнообеспечиваться достижение номинального напряжения с точностью 1 % за время неболее 1,5 с.

9.2.7Валопровод турбина-генератор должен выдерживать действие повышенногознакопеременного пульсирующего момента (уточняется при проектировании),обусловленного действием апериодической составляющей тока КЗ.

9.2.8Генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу сэнергосистемой любой мощности, с генераторами аналогичной и разных серий, атакже на автономную нагрузку.

9.2.9Генератор должен допускать мгновенный сброс и наброс нагрузки, равнойноминальной мощности, и запуск асинхронного двигателя с пусковым током, непревосходящим двукратный номинальный ток генератора.

9.2.10Генератор должен допускать длительную работу при несимметричной нагрузке(коэффициент небаланса токов в фазах до 20 %), если токи в фазах не превышаютноминального значения. Коэффициент небаланса линейных напряжений при этом недолжен превышать 5 % от установившегося значения.

9.2.11Характеристики генератора и системы возбуждения должны обеспечивать надежноевозбуждение генератора при частоте вращения 92-105 % от номинальной и качествоэлектроэнергии в соответствии с ГОСТ13109.

9.2.12Параметры генератора и возбудителя должны обеспечивать значение установившегосятока трехфазного КЗ на выводах генератора не менее трехкратного номинальноготока статора.

9.2.13Тип возбуждения - бесщеточное с контролем тока возбуждения генератора.

9.2.14Система возбуждения должна допускать возможность работы как с АРВ, так и сручным регулированием возбуждения. Должна быть обеспечена возможностьпереключения режима возбуждения без отключения генератора от сети.

9.2.15Регулятор напряжения подключают к трансформаторам тока, устанавливаемым состороны рабочих выводов генератора.

9.2.16Должна быть предусмотрена релейная форсировка возбуждения, действующая приснижении напряжения генератора ниже 0,85 от номинального. Кратность форсировкидолжна быть достаточной для обеспечения значения установившегося трехфазного КЗна зажимах генератора не менее трехкратного номинального тока. Допустимое времяфорсировки должно определяться по тепловой характеристике ротора, но составлятьне менее 20 с.

9.2.17Увеличение напряжения генератора сверх номинального при работе регуляторавозбуждения и форсировки, связанной с подключением нагрузки, не должно бытьболее 10 %, у бесщеточных систем возбуждения более 20 %.

9.2.18Система АРВ генератора при подключении номинальной нагрузки не должна допускатьснижение напряжения более чем на 20 % от номинального в течение 2 с.Допускается снижение напряжения в пределах 40 % от номинального напряжениятурбогенератора в течение 0,1 с.

9.2.19В системе возбуждения должна быть предусмотрена возможность подключения внешнихконтактов, дающих команду на гашение поля, при поступлении которой системавозбуждения должна обеспечивать полное развозбуждение генератора.

9.2.20В системе возбуждения должны быть сформированы следующие сигналы для передачина пульт управления электростанции: "неисправность возбудителя","форсировка возбуждения", "готовность АРВ к пуску".

9.2.21Система возбуждения генератора должна быть выполнена таким образом, чтобы:

-отключение любого из коммутационных аппаратов АРВ и управления возбудителем неприводило к ложным форсировкам возбуждения в процессе пуска, останова и работыгенераторов;

-исчезновение напряжения оперативного тока в цепях АРВ и управления возбудителемне приводило к нарушению работы генератора.

9.2.22Распределение реактивных мощностей при параллельной работе генераторов должноосуществляться с помощью устройств, создающих статизм внешних характеристик пореактивному току. Степень статизма внешней характеристики по реактивному токудолжна составлять 3 % с возможностью регулирования в диапазоне 0-3 %. При этомотклонение напряжения от напряжения, установленного по статическойхарактеристике, не должно превышать ± 1,5%.

9.2.23Генератор включают на параллельную работу в сеть методом точной синхронизации(автоматической или ручной).

9.2.24Генератор, как правило, изготавливают на подшипниках скольжения сциркуляционной смазкой под давлением. Подшипник со стороны ГТД должен бытьупорноопорным.

9.2.25На корпусах подшипников должны быть предусмотрены площадки для вибродатчиков.

9.2.26В патрубках подшипников генератора, масляных уплотнениях, предназначенных для сливамасла, должны быть смотровые окна для наблюдения за струей выходящего масла. Впатрубках подшипников должны быть устройства для установки индикаторатемпературы и датчиков дистанционного измерения температуры.

9.2.27Для измерения температуры активной стали сердечника и обмотки статора, в статордолжно быть уложено не менее шести термопреобразователей сопротивления. Должныбыть предусмотрены термопреобразователи для измерения температуры охлаждающеговоздуха.

9.2.28Генератор должен быть оборудован системой пожаротушения.

9.2.29Для предотвращения циркуляции токов через вал и подшипники генератора должнабыть предусмотрена изоляция подшипников со стороны возбудителя генератора.

9.2.30 Генераторы мощностью более 1 МВт по [3] должны быть оборудованыследующими устройствами защиты:

-дифференциальной защитой;

-максимальной токовой защитой с комбинированным пуском напряжения с действием наотключение смежных секционных выключателей (1-я ступень) и на отключениевыключателя генератора (2-я ступень);

-защитой от замыканий на землю в обмотке статора;

-защитой от потери возбуждения;

-сигнализацией перегрузки;

-защитой от обратной мощности с выдержкой времени (для генераторов с приводом отГТД, кроме ГТД со свободной силовой турбиной);

-обеспечением отключения генератора от защит двигателя;

-устройством гашения поля генератора;

-сигнализацией замыкания на землю обмотки возбуждения.

9.3Собственные нужды

9.3.1ТСН электростанции 6 (10)/0,4 кВ - сухие (при условии надежной работы винтервале температур охлаждающего воздуха от минус 55 до + 45 °С) или масляные.Схема соединения обмоток - D/Y₀. При мощности ТСН до 250 кВА, схема соединения обмоток - Y/Y₀.

9.3.2Количество ТСН рекомендуется принимать не менее количества секций сборных шингенераторного напряжения 6 (10) кВ.

9.3.3Схема собственных нужд каждого турбогенератора должна состоять не менее чем издвух независимых частей (подсистем). Каждая из подсистем должна состоять изпонижающего трансформатора 10/0,4 кВ, питающегося от отдельной секции 6 (10)кВ, соответствующей секции основного щита КТП 0,4 кВ и питающихся от неевторичных сборок. Подсистемы должны взаимно резервироваться с помощью устройствАВР на стороне 0,4 кВ.

9.3.4Электродвигатели взаиморезервирующих технологических механизмов должны бытьразделены на две независимые группы, которые подключают к разным подсистемам. Вслучае, когда мощность электродвигателей превышает 50 кВт, их подключаютнепосредственно к шинам КТП. Электрические нагрузки, не имеющиетехнологического резервирования, подключают к вторичным сборкам, имеющим АРВ состороны питания.

9.3.5Выключатели резервного питания секций собственных нужд 0,4 кВ должны бытьоборудованы устройством АВР, действующим по факту отключения выключателярабочего питания (мгновенно) и исчезновения напряжения (с выдержкой времени) сзапретом при КЗ на шинах, с обеспечением однократности действия. Для ускорениядействия АВР выключатели рабочего питания 0,4 кВ должны быть сблокированы с выключателямирабочего питания ТСН со стороны 10 кВ (при отключении выключателя ТСН состороны 10 кВ должен отключаться выключатель ТСН со стороны 0,4 кВ, еслипереключатель АВР введен).

9.3.6Для аварийного питания ответственных нагрузок 0,4 кВ при потере питаниясобственных нужд электростанции, а также при ее запуске с "нуля",предусматривают аварийный дизель - генератор соответствующей мощности савтоматическим запуском и включением (с предварительным отключением неответственныхнагрузок защитой минимального напряжения).

9.3.7Управление рабочими, резервными и аварийными выключателями секций 0,4 кВ, атакже аварийным дизель - генератором осуществляют автоматически устройствамиАВР с главного щита электростанции. Для опробования и наладки должно бытьпредусмотрено управление с местных панелей управления и переключатели выборарежима управления. Для вводных и секционных выключателей, а также для линийпитания сборок 0,4 кВ должны применяться селективные автоматические выключатели.

9.3.8Сеть 0,4 кВ собственных нужд выполняют с глухозаземленной нейтралью.

9.3.9Распредустройство 0,4 кВ и сборки 0,4 кВ должны быть комплектными, иметьизолированные шины и оборудованы выдвижными автоматическими выключателями илиблоками выключатель - магнитный пускатель (контактор). Применение плавкихпредохранителей не допускается.

9.3.10Применяемые выключатели должны быть оборудованы комбинированным расцепителем, ав необходимых случаях - полупроводниковым расцепителем с регулируемымизащитными характеристиками в зоне перегрузки и отсечки. Для линий питаниясборок 0,4 кВ применяют селективные автоматические выключатели.

9.3.11Для защиты от однофазных КЗ линий, отходящих от шин КТП, рекомендуется применятьтоковые защиты нулевой последовательности, встроенные в расцепителиавтоматических выключателей, либо выносные токовые релейные защиты нулевойпоследовательности.

9.3.12По всем линиям питания ответственных электроприемников должна быть обеспеченаселективность действия защит.

9.3.13При необходимости установки в ответственных сборках 0,4 кВ нестойкойкоммутационной аппаратуры следует устанавливать на вводе в сборкутокоограничивающие реакторы 0,4 кВ.

9.3.14В проекте должны быть представлены расчеты токов КЗ и выбора защит в сети 0,4кВ, а также карты селективности защит. Выбор аппаратуры должен быть выполнен израсчета металлического КЗ, а проверка чувствительности защит - с учетомтокоограничивающего действия дуги в месте КЗ и переходных сопротивленийконтактов коммутирующих аппаратов по схеме (цепи) до точки КЗ.

9.3.15Должен быть обеспечен поочередный или поочередно-групповой самозапускответственных электродвигателей собственных нужд 0,4 кВ при кратковременных перерывахпитания. Для выполнения поочередного самозапуска следует либо применятьиндивидуальные реле времени, устанавливаемые в схемах управленияэлектродвигателями, либо закладывать его в алгоритм АСУ. Применение групповыхреле времени не допускается. При длительных перерывах питания самозапускзапрещается (кроме особо ответственных механизмов, перечень которых должен бытьсогласован с заказчиком).

9.3.16При необходимости (определяется расчетом) для ограничения величины пусковоготока электродвигателей предусматривать устройства «Плавного пуска».

9.4Системы постоянного тока

9.4.1Для питания особо ответственных потребителей (цепей управления, сигнализации,защиты, автоматики, аварийных маслонасосов смазки, аварийного освещения, АСУ идр.) на электростанции должны быть установлены две стационарные аккумуляторныебатареи одинаковой емкости напряжением 220 В. Применение одной батареидопустимо для электростанций мощностью до 30 МВт, не имеющих подстанций 110(220) кВ.

9.4.2ЩПТ должен состоять из двух секций, соединенных для резервирования черезнормально отключенный коммутационный аппарат. Каждая из секций должна бытьзапитана от своей аккумуляторной батареи. При установке одной батареи онадолжна подсоединяться к секциям ЩПТ по схеме развилки.

9.4.3Аккумуляторные батареи должны работать в режиме постоянного подзаряда, для чегона каждой секции ЩПТ должно быть подключено свое ПЗУ, питающееся от сетипеременного тока. Мощность ПЗУ должна обеспечивать возможность заряда однойбатареи, а также одновременный подзаряд двух батарей (когда одно из ПЗУвыведено в ремонт).

9.4.4Для предотвращения чрезмерного повышения напряжения на шинах управления врежимах дозаряда батареи должен быть предусмотрен специальный отвод междубанками батареи и переключатели, с помощью которых в этом режиме питаниеминусовой шинки управления переводится на этот отвод.

9.4.5При наличии в схеме электростанции приводов выключателей с потребляемым токомвключения более 180 А на ЩПТ должны быть образованы три шины: плюс, минуснормального напряжения 220 В, минус повышенного напряжения 258 В. К шинамнормального напряжения подключают сеть аварийного освещения, цепи АСУ,электродвигатели аварийных маслонасосов смазки, цепи управления, защиты исигнализации. К шинам повышенного напряжения подключают цепи питания приводоввыключателей.

9.4.6В схемах ЩПТ с шиной повышенного напряжения для дозарядки концевых элементоваккумуляторных батарей должны быть установлены специальные подзарядныеустройства.

9.4.7Питание оперативным током распредустройств ЗРУ-110 кВ, ЗРУ-10 кВ, ЗРУ-СП-10 кВ,КТП-0,4 кВ и других объектов должно быть выполнено по кольцевым схемам от обеихсекций ЩПТ. При этом схема электрических соединений должна быть такой, чтобы вэксплуатации имелась возможность запитать от любой из батарей цепи управления,защиты и сигнализации.

9.4.8На обеих секциях ЩПТ должны быть установлены устройства контроля изоляции,сигнализации замыканий на землю, контроля уровня напряжения на шинах.

9.4.9На каждой секции шин постоянного тока должны быть предусмотрены устройствазащиты от перенапряжений, выполненные с помощью нелинейных ОПН.

9.4.10По всем линиям питания постоянным током должно быть обеспечено селективноедействие защит. В проекте должны быть представлены расчеты токов КЗ, проверкичувствительности защит, карты селективности.

9.4.11Компоновка панелей и шкафов ЩПТ должна быть свободной и удобной дляэксплуатации и ремонта.

9.4.12Для защиты присоединений постоянного тока должны быть применены селективныеавтоматические выключатели с комбинированным расцепителем. Применение плавкихпредохранителей не допускается.

9.5Системы вспомогательного оборудования

9.5.1Должно быть предусмотрено аварийное освещение ГЩУ, распредустройств, проходов идругого оборудования лампами накаливания, питающееся переменным током 220 В савтоматическим переключением на постоянный при исчезновении переменного тока.

9.5.2Для заземления электрооборудования используют специальные заземляющие контуры,а также металлические свайные фундаменты зданий и сооружений.

9.5.3На случай отключения водяного отопления должен быть предусмотрен электрообогревпомещений и оборудования с постоянно находящимся в помещении обслуживающимперсоналом.

9.5.4Электродвигатели, аппаратура, приборы и кабельная продукция, применяемые вовзрывоопасных зонах, должны иметь исполнение в соответствии со стандартамиРоссии, гармонизированными с международными стандартами.

9.5.5Помещения электростанции должны быть оборудованы устройствами телефонной игромкоговорящей связи, устройства связи должны быть обеспечены надежными ихорошо слышимыми средствами вызова.

9.5.6Кабели на промплощадке должны быть в негорючей оболочке и прокладываться вкабельных этажах, шахтах, лотках и по строительным конструкциям. Должна бытьобеспечена легкость осмотра и замены кабелей.

9.5.7Кабели во взрывоопасных зонах должны быть медными с отдельной жилой длязаземления.

9.5.8Молниезащиту и защитные заземления зданий и сооружений, а также заземлениеэлектрооборудования проектируют и поставляют по стандартам России.

9.5.9Наружные технологические аппараты, надземные трубопроводы и воздуховоды должныбыть оборудованы оцинкованными контактными зажимами для присоединений к очагамзаземления, для защиты от статического электричества и вторичных проявлениймолнии.

9.5.10Наружное технологическое оборудование, арматура, трубопроводы в необходимыхслучаях должны быть укомплектованы автоматизированными системами и приборамиэлектрического подогрева с использованием композиционных материалов, обладающихсаморегулированием величины тока.

10. Организация эксплуатации ЭСН

10.1Задачи и структура

10.1.1Основной задачей ЭСН является производство, преобразование, распределение иотпуск электрической энергии и тепла потребителям.

10.1.2ЭСН является основным технологическим звеном энергопроизводства на объектах ОАО"Газпром", связанных общностью режима работы и объединенныхцентрализованным оперативно-диспетчерским управлением, имеет электрическую итепловую сеть.

10.1.3Основные обязанности персонала, обслуживающего ЭСН:

-обеспечение максимальной экономичности и надежности энергопроизводства,

-поддержание нормального качества отпускаемой энергии нормированных частоты инапряжения электрического тока, давления и температуры теплоносителя;

-соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины;

-соблюдение договорных условий энергоснабжения потребителей;

-содержание оборудования, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационнойготовности;

-соблюдение требований взрыво- и пожарной безопасности в процессе эксплуатацииоборудования и сооружений;

-выполнение требований охраны труда;

-снижение вредного влияния ЭСН на природную среду;

-использование достижений научно-технического прогресса в целях повышенияэкономичности, надежности, безопасности, улучшения экологического состоянияэнергообъектов.

10.1.4Обслуживающий персонал ЭСН обязан осуществлять:

-эффективную работу ЭСН и ее сетей путем снижения производственных затрат,повышения эффективности использования мощности установленного оборудования,выполнения мероприятий по энергосбережению и использованию вторичныхэнергоресурсов;

-повышение надежности и безопасности работы оборудования, зданий, сооружений,устройств, систем управления;

-обновление основных производственных фондов путем технического перевооружения иреконструкции ЭСН и ее сетей, модернизации оборудования;

-внедрение и освоение новой техники, технологии эксплуатации и ремонта,повышение квалификации персонала, распространение передовых методовпроизводства;

-технический надзор за эксплуатацией ЭСН и ее сетей, находящихся на территории иподключенных к сети ЭСН.

10.1.5Каждый работник ЭСН обязан четко знать особенности эксплуатации ЭСН напромышленных объектах отрасли, строго соблюдать трудовую и технологическуюдисциплину, правила трудового распорядка, содержать в чистоте и порядке свое рабочееместо.

10.2Требования к персоналу ЭСН

10.2.1К работе на ЭСН и ее оборудовании допускают лиц, имеющих специальноеобразование и прошедших подготовку в объеме требований к занимаемой должности.

10.2.2К непосредственному воздействию на органы управления ЭСН допускаются лица,прошедшие профотбор, обучение и получившие удостоверения установленного образцана право управления.

10.2.3Персонал, назначаемый для руководства работой лиц, воздействующих на органыуправления ЭСН, и лиц, непосредственно обслуживающих ЭСН, должен пройтиподготовку в объеме специальных требований.

10.2.4Работники, обслуживающие и эксплуатирующие ЭСН, должны проходить обязательныепредварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовойдеятельности) медицинские осмотры для определения пригодности их к поручаемойработе и предупреждения профессиональных заболеваний.

10.2.5С персоналом, обслуживающим и эксплуатирующим ЭСН, должна проводитьсяпостоянная работа, направленная на обеспечение его готовности к выполнениюпрофессиональных функций и поддержание уровня квалификации, обучение иинструктаж по безопасности труда должны иметь непрерывный и многоуровневыйхарактер (Приложение А, В).

Кобучению персонала должны привлекаться высококвалифицированные специалисты.

10.2.6Ответственность за работу с персоналом ЭСН несет лицо, осуществляющее общееруководство ЭСН.

10.3Контроль работы ЭСН и распределительных сетей

10.3.1На каждой ЭСН мощностью 10 МВт и более, а также источнике тепловой энергиитеплопроизводительностью 50 Гкал/ч (209,5 ГДж/ч) и более, должны быть указаныэнергетические характеристики оборудования, устанавливающие зависимоститехнико-экономических показателей его работы в абсолютном или относительномисчислении от электрических и тепловых нагрузок.

10.3.2Энергетические характеристики должны отражать реально достижимую экономичностьработы ЭСН и ее оборудования при выполнении требований настоящих Правил.

10.3.3В тепловых сетях ЭСН энергетические характеристики составляют по следующимпоказателям: тепловые потери, удельный расход электроэнергии на транспорттепловой энергии, удельный среднечасовой расход сетевой воды, разностьтемператур в подающем и обратном трубопроводах и утечки сетевой воды.Допускается составление энергетической характеристики по показателю температурысетевой воды в обратном трубопроводе вместо разности температур в подающем иобратном трубопроводах.

10.3.4Для электрической сети ЭСН нормируемым показателем является технологическийрасход электроэнергии на ее транспорт (потери в сетях).

10.3.5По объему, форме и содержанию энергетические характеристики должнысоответствовать требованиям действующих нормативных и методических документов.

10.3.6В электрических и тепловых сетях ЭСН в целях улучшения конечного результатаработы должны быть обеспечены:

-требуемая точность измерений расходов энергоносителей и технологическихпараметров;

-учет (сменный, суточный, месячный, годовой) по установленным формам показателейработы оборудования, основанный на показаниях контрольно-измерительных приборови информационно-измерительных систем;

-анализ технико-экономических показателей для оценки состояния оборудования ЭСН,режимов его работы;

-разработка и выполнение мероприятий по повышению надежности экономичностиработы оборудования ЭСН, снижению нерациональных расходов и потерьтопливно-энергетических ресурсов.

10.4Контроль технического состояния ЭСН

10.4.1На каждой ЭСН должен быть организован постоянный и периодический контроль(осмотры, технические освидетельствования) технического состоянияэнергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определены ответственныеза их состояние и безопасную эксплуатацию, а также назначен персонал потехническому и технологическому надзору и утверждены его должностныеобязанности.

ЭСНподлежат ведомственному техническому и технологическому надзору со стороныспециально уполномоченных органов.

10.4.2Все технологические системы, оборудование, здания и сооружения, входящие всостав ЭСН, подвергают периодическому техническому освидетельствованию.

Техническоеосвидетельствование производят специально создаваемой комиссией.

Техническоеосвидетельствование может производиться аудиторскими организациями (фирмами).

Задачамитехнического освидетельствования являются оценка состояния, установление срокови условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспеченияустановленного ресурса ЭСН.

Вобъем периодического технического освидетельствования должны быть включены:наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания насоответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений.

Техническоеосвидетельствование производят в сроки, установленные действующимиинструкциями, но не реже 1 раза в 5 лет.

Результатытехнического освидетельствования должны быть занесены в технический паспортЭСН.

ЭксплуатацияЭСН с аварийно-опасными дефектами, выявленными в процессе контроля, а также снарушениями сроков технического освидетельствования, запрещена.

10.4.3Постоянный контроль технического состояния ЭСН и ее оборудования долженпроизводиться оперативным и оперативно-ремонтным персоналом.

Объемконтроля устанавливают в соответствии с требованиями НД.

Порядокконтроля устанавливают местными производственными и должностными инструкциями.

10.4.4Периодические осмотры оборудования ЭСН, зданий и сооружений производят лица,ответственные за их эксплуатацию.

Периодичностьосмотров устанавливает технический руководитель энергообъекта. Результатыосмотров фиксируют в специальном журнале.

10.4.5Лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, зданийи сооружений, должны обеспечивать соблюдение технических условий приэксплуатации энергообъектов, учет их состояния, расследование и учет отказов вработе энергоустановок, ведение эксплуатационно-ремонтной документации.

10.4.6Работники, осуществляющие технический и технологический надзор за эксплуатациейоборудования, зданий и сооружений, должны:

-организовывать расследование нарушений в эксплуатации оборудования ЭСН исооружений;

-вести учет технологических нарушений в работе оборудования;

-контролировать состояние и ведение технической документации;

-вести учет выполнения профилактических противоаварийных и противопожарныхмероприятий;

-участвовать в организации работы персонала.

10.4.7Основными задачами органов ведомственного технического итехнологического надзора должны быть:

-контроль за соблюдением установленных требований по техническому обслуживанию иремонту;

-контроль за выполнением правил и инструкций по безопасному и экономичномуведению режима;

-организация, контроль и оперативный анализ результатов расследования причинпожаров и технологических нарушений в работе ЭСН и сетей;

-контроль за разработкой и осуществлением мероприятий по профилактике пожаров,аварий и других технологических нарушений в работе энергооборудования исовершенствованию эксплуатации;

-обобщение практики применения нормативных требований, направленных набезопасное ведение работ и надежную эксплуатацию оборудования;

-организация разработки и сопровождение НД по вопросам промышленной и пожарнойбезопасности и охраны труда.

10.5Техническое обслуживание, ремонт

10.5.1На каждой ЭСН должны быть организованы техническое обслуживание, плановыеремонты и модернизация оборудования, зданий, сооружений и коммуникацийэнергоустановок.

10.5.2Ответственность за техническое состояние оборудования ЭСН, зданий и сооружений,выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленныхпоказателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ,своевременное обеспечение запланированных объемов ремонтных работ запаснымичастями и материалами, а также за сроки и качество выполненных ремонтных работ,должна быть возложена на руководителя ЭСН.

10.5.3Объем технического обслуживания и планового ремонта определяют необходимостьюподдержания исправного и работоспособного состояния оборудования ЭСН, зданий исооружений с учетом их фактического технического состояния.

10.5.4На все виды ремонта основного оборудования ЭСН, зданий и сооружений, сетей должныбыть составлены перспективные (пятилетние) и годовые графики.

10.5.5Объемы ремонтных работ должны быть предварительно согласованы с организациями -исполнителями (подрядными организациями).

10.5.6Вывод оборудования ЭСН и сооружений в ремонт и ввод их в работу производят всроки, указанные в годовых графиках ремонта.

10.5.7Приемку оборудования ЭСН, зданий и сооружений из капитального и среднегоремонта производит комиссия по программе, согласованной с исполнителями иутвержденной техническим руководителем ЭСН.

10.5.8Оборудование ЭСН, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежитприемосдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч, оборудование тепловыхсетей - в течение 24 ч.

10.5.9При приемке оборудования ЭСН из ремонта производят оценку качества ремонта,которая включает оценку:

-качества отремонтированного оборудования;

-качества выполненных ремонтных работ;

-уровня пожарной безопасности.

Оценкикачества устанавливаются:

-предварительно - по окончании приемосдаточных испытаний;

- окончательно - по результатам месячной подконтрольнойэксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работыоборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем.

10.5.10Временем окончания капитального (среднего) ремонта является:

-для электроагрегатов ЭСН - время включения генератора под нагрузку в сеть;

-для тепловой сети ЭСН - время включения сети и установление в ней циркуляцииводы;

-для электрических сетей ЭСН - момент включения в сеть, если при включении поднапряжение не произошло отказа;

-при ремонте без снятия напряжения - момент сообщения дежурному диспетчеруруководителем работ об их завершении.

Еслив течение приемосдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующиеработе оборудования ЭСН с номинальной нагрузкой, или дефекты, требующиенемедленного останова, то ремонт считают незаконченным до устранения этихдефектов и повторного проведения приемосдаточных испытаний.

10.6Техническая документация

10.6.1На каждой ЭСН должны быть следующие документы:

- актыотвода земельных участков;

-генеральный план участка с нанесенными зданиями и сооружениями, включаяподземное хозяйство;

-геологические, гидрогеологические и другие данные о территории с результатамииспытаний грунтов и анализа грунтовых вод;

-акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

-акты приемки скрытых работ;

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

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

-первичные акты испытаний внутренних и наружных систем водоснабжения, пожарноговодопровода, канализации, газоснабжения, теплоснабжения, отопления ивентиляции;

- первичныеакты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологическихтрубопроводов;

-акты государственной и рабочих приемочных комиссий;

-утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

-технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлов и оборудования;

-исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружений, чертежи всегоподземного хозяйства;

-исполнительные рабочие технологические схемы;

-оперативный план пожаротушения;

-документация в соответствии с требованиями органов государственного надзора;

-комплект инструкций по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений,должностные инструкции для всех категорий специалистов и для рабочих,относящихся к оперативному (дежурному) персоналу и инструкций по охране труда.

Комплектуказанной выше документации должен храниться в техническом архиве ЭСН соштампом "Документы" и при изменении собственника передаваться вполном объеме новому владельцу, который обязан обеспечить его постоянноехранение.

10.6.2На каждой ЭСН должен быть установлен перечень необходимых инструкций,положений, технологических и оперативных схем. Перечень утверждает техническийруководитель ЭСН.

10.6.3На основном и вспомогательном оборудовании электростанций должны бытьустановлены таблички с номинальными данными согласно государственному стандартуна это оборудование.

10.6.4Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системыи секции шин, а также арматура, шиберы газо- и воздухопроводов, должно бытьпронумеровано. Основное оборудование должно иметь порядковые номера, авспомогательное - тот же номер, что и основное, с добавлением букв А, Б, В ит.д. Нумерацию оборудования производят от постоянного торца здания и от ряда А.

Отдельныезвенья системы топливоподачи должны быть пронумерованы последовательно внаправлении движения топлива, а параллельные звенья - с добавлением к этимномерам букв А и Б по ходу топлива слева направо.

10.6.5Все изменения в энергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, должныбыть внесены в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу за подписьюответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

Информацияоб изменениях в инструкциях, схемах и чертежах должна доводиться до сведениявсех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательнознание этих инструкций, схем и чертежей.

10.6.6Технологические схемы (чертежи) проверяют на их соответствие фактическимэксплуатационным не реже 1 раза в 2 года с отметкой на них о проверке.

Вэти же сроки пересматривают инструкции и перечни необходимых инструкций итехнологических схем.

10.6.7Комплекты необходимых схем должны находиться у диспетчера энергосистемы (еслиЭСН подключена к ней), начальника смены ЭСН.

Формахранения схем должна определяться местными условиями.

10.6.8Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми инструкциями, составленнымив соответствии с требованиями настоящих Правил на основе заводских и проектныхданных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов, опытаэксплуатации, результатов испытаний, а также с учетом местных условий.Инструкции должны быть подписаны начальником производственного подразделения(службы) и утверждены техническим руководителем ЭСН.

Инструкциисистемного значения должны быть согласованы с оперативно-диспетчерскимуправлением и утверждены АО "Энерго".

10.6.9В инструкциях по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, средстврелейной защиты, телемеханики, связи и комплекса технических средств АСУ должныбыть приведены:

- краткаяхарактеристика оборудования, зданий и сооружений;

-критерии и пределы безопасного состояния и режимов работыэнерготеплооборудования;

-порядок подготовки к пуску;

-порядок пуска, останова и обслуживания оборудования, содержания зданий исооружений во время нормальной эксплуатации и при нарушениях в работе;

-порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования, зданий исооружений;

-требования по безопасности труда, взрыво- и пожаробезопасности, специфическиедля данной установки.

10.6.10В должностных инструкциях по каждому рабочему месту должны быть указаны:

-перечень инструкций по обслуживанию оборудования, схем оборудования иустройств, знание которых обязательно для работников, занимающих даннуюдолжность;

-права, обязанности, ответственность работника;

-взаимоотношения с вышестоящим, подчиненным и другим взаимодействующим по работеперсоналом.

10.6.11У начальника дежурной (оперативной) смены ЭСН должна находиться следующаяоперативная документация:

-суточная оперативная исполнительная схема или схема-макет;

-оперативный журнал;

-журнал распоряжений.

10.6.12На рабочих местах оперативно-диспетчерского персонала ЭСН, включая щитыуправления, должны вестись суточные ведомости.

10.6.13Административно-технический персонал ЭСН в соответствии с установленнымиграфиками осмотров и обходов оборудования должен проверять оперативнуюдокументацию и принимать необходимые меры к устранению дефектов и нарушений вработе оборудования и оперативного (дежурного) персонала.

10.6.14Оперативная документация, диаграммы регистрирующих контрольно-измерительныхприборов, и выходные документы, формируемые оперативно-информационнымкомплексом АСУ, относятся к документам строгого учета и подлежат хранению вустановленном порядке.

10.7Автоматизированные системы управления

10.7.1АСУ должны обеспечивать решение задач производственно - технологического,оперативного и организационно-экономического управления ЭСН по ГОСТ24.104. Эти задачи возлагают на:

-АСУ ТП;

-АСУ П;

-АС ДУ.

10.7.2В состав комплекса технических средств АСУ должны входить:

-средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи,устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т.д.);

-средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровыеприборы, дисплеи);

-средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническаяаппаратура);

-вспомогательные системы (бесперебойного электропитания, кондиционированиявоздуха, автоматического пожаротушения и др.).

10.7.3Ввод АСУ в эксплуатацию производят в установленном порядке на основании актаприемочной комиссии.

ВводуАСУ в эксплуатацию может предшествовать ее опытная эксплуатацияпродолжительностью не более 6 месяцев.

10.7.4АСУ ТП целесообразно формировать из трех подсистем:

-АСУ тепломеханического привода;

-АСУ электротехнических систем;

-АСУ теплотехнического контура (УТО).

АСУтепломеханического привода решает задачи пуска, останова, защиты, управлениягазовыми турбинами (или ДВС) и соответствующим технологическим вспомогательнымоборудованием.

АСУэлектротехнических систем решает задачи синхронизации генераторов,распределения электрических нагрузок между генераторами, регулирования частоты,напряжения, управления функционированием электрического оборудованияэлектростанции и защитами режимного и противоаварийного управления локальнойэнергосистемы.

АСУтеплотехнического контура решает задачи контроля за работой УТО (анализинформации о расположении заслонок теплообменного и байпасного блока,температуре и давлении воды на входе и выходе из УТО), защиты оборудования привозникновении аварийных ситуаций, а также управления отпуском теплапотребителям (обеспечение заданного температурного режима тепловой сети).

10.7.5Информационные средства отображения и контроля процесса управления вышеуказанных автоматизированных систем устанавливают в помещении ГЩУ.

Винтересах функционирования данных АСУ в реальном масштабе времени и обеспеченииих едиными информационными данными целесообразно предусмотреть создание единогокоординирующего центра, обеспечивающего введение единого времени во всехконтроллерах программно-аналитического комплекса. Контроллеры АСУ указанныхподсистем рекомендуется выполнять на единой элементной базе.

10.7.6В АСУ тепломеханического привода реализуют алгоритмы, разработанные длякомплекса управления с учетом текущих и перспективных задач, функций итенденций развития ЭСН и их технологического оборудования.

ДляАСУ электротехнических систем алгоритмы управления разрабатывают с учетом опытав энергетике на основе построения и применения быстродействующих АСУ.

ДляАСУ теплотехнического контура программно-алгоритмический комплекс формируют сучетом требований обеспечения максимальной эффективности при снабжении тепловойэнергией потребителей.

10.7.7Интервал дискретизации (период сканирования) аналоговых и дискретных сигналовдолжен варьироваться в зависимости от вида объекта. Минимальный периодсканирования должен составлять не более:

-для АСУ тепломеханического привода и теплотехнического контура - 60 с;

-для АСУ электротехнических систем - 1 с;

-для системы регистрации процессов запоминание предаварийного режима в течениене менее - 1 с;

-точность привязки в системе единого времени должна быть не ниже 1 мс;

Программноеобеспечение на всех уровнях должно быть совместимым.

10.7.8Для обмена информацией внутри и вне систем АСУ используют стандартные протоколыобмена и стандартные технические средства.

10.7.9АСУ тепломеханического привода должна обеспечивать реализацию следующихфункций:

-поддерживать режим горячего резерва агрегата (включение автоматики,электроподогрев масла, валоповорот и другие механизмы, обеспечивающиевозможность запуска турбогенератора за время не более 15 мин);

-автоматическую проверку готовности агрегата к пуску;

-холодную прокрутку ГТГ;

-автоматический пуск с выводом турбогенератора на номинальную частоту вращения;

-автоматическую нормальную или аварийную остановку турбины;

-технологическую защиту турбины;

-автоматическое регулирование частоты вращения турбогенератора, возможностьдистанционного изменения уставки автомата регулирования частоты вращения(мощности) турбогенератора;

-контроль технологических параметров турбины и вспомогательных устройств;

-представление информации (в том числе в виде мнемосхем информационного табло) отекущем значении контролируемых параметров по вызову оператора;

-непрерывное отображение текущих значений наиболее важных параметров;

- учетрасхода топливного газа, времени наработки, числа пусков и остановов;

-управление устройствами системы жизнеобеспечения (вентиляторы, насосы,калориферы, жалюзи и т.д.) и вспомогательными технологическими системами;

-контроль загазованности;

-предупредительную и аварийную (в том числе звуковую) сигнализацию;

-диагностику газовой турбины и вспомогательных устройств;

-документирование технологического процесса и аварийных ситуаций.

10.7.10АСУ электротехнических систем должна обеспечивать реализацию следующих функций:

-синхронизацию генераторов;

-управление выключателями главной электрической схемы электростанции,выключателями питания собственных нужд, в том числе аварийными дизель -генераторами;

-управление оперативным постоянным током;

-отображение на экране монитора мнемосхем электрического контура с указаниемтекущих параметров;

-аварийную и предупредительную сигнализацию о работе электротехнического контураэлектростанций с отображением текущих параметров на экране монитора;

-звуковую информацию о наиболее важных событиях процесса эксплуатации ЭСН;

-управление мощностью генераторов (частотой вращения);

-управление возбуждением генераторов (реактивной мощностью, напряжением);

-распределение активных и реактивных нагрузок между генераторами;

-режимное и противоаварийное управление локальной энергосистемы;

-защиту элементов электрической схемы, в том числе генераторов, в объеме ПУЭ;

-автоматическую регистрацию и анализ аварийных режимов с записью осциллограммпереходных процессов и их расшифровкой;

-регистрацию чувствительности, селективности и быстродействия срабатываниязащит;

-дистанционную смену установок защит и автоматики (при применении цифровыхустройств РЗА);

- определениемест повреждений на линиях электропередач;

-коммерческий и технический учет электроэнергии;

-ведение суточных ведомостей и ведомостей событий;

-ведение архива режимов работы и аварийных событий;

- контрольи диагностику генераторов и возбудителя.

10.7.11АСУ теплотехнического контура должна обеспечивать реализацию следующих функций:

-управление отпуском тепла потребителям;

-учет отпускаемой тепловой энергии;

-представление информации (в том числе в виде мнемосхемы или информационноготабло) о текущем значении контролируемых параметров по вызову оператора;

-контроль расположения заслонок теплообменного и байпасного блока;

-контроль за температурой и давлением воды на входе и выходе из УТО;

-контроль за функционированием защитного оборудования УТО при возникновенииаварийных ситуаций;

-непрерывное отображение текущих значений наиболее важных параметров.

10.7.12Между АСУ тепломеханического привода и электротехнических систем должны бытьпредусмотрены каналы связи для обмена информацией и передачи следующих сигналовзащиты и управления:

-сигнала аварийного отключения турбины от технологических защит с действием наотключения генератора;

-сигнала отключения генератора при внутренних повреждениях или защитой отобратной мощности с действием на отключение турбины;

-сигнала "прибавить" или "убавить" частоту вращения(мощность) силовой турбины при управляющем воздействии с ГЩУ;

-сигнала "локальное управление" для опробования и наладки аварийныхдизель - генераторов, выключателей рабочего и резервного питания секцийсобственных нужд, отдельных электродвигателей, высоковольтных выключателей идругого оборудования.

10.7.13Источниками питания АСУ должны быть переменный трехфазный ток напряжением380/220 В (допускают отклонения от +10 до минус 25 %) и частотой 50 ГЦ(допускаются отклонения ± 1 Гц) и постоянный ток 220 В (допускают отклонение от+10 до минус 25 %). Отключение одного из источников не должно приводить к сбоямв работе АСУ.

10.7.14Для повышения надежности АСУ применяют:

-современную элементную базу;

-резервирование магистралей межмашинного обмена и наиболее ответственныхфункциональных комплексов;

-самодиагностику программно-аппаратных средств;

-непрерывный контроль состояния измерительных каналов, цепей датчиков иисполнительных механизмов;

-волоконно-оптические линии связи.

10.7.15Организация управления ЭСН, на основе применения автоматизированных системуправления, должна обеспечивать возможность централизованного управлениясистемами электроснабжения отрасли путем интегрирования их в единую системуавтоматизированного управления технологическим процессом добычи итранспортировки газа.

Дляобеспечения функционирования этой новой организационной структуры управлениясоздают системы автоматизированного управления электроэнергетикой (АСУэнергетики), которая входит в ОИИУС ОАО "Газпром".

10.7.16В процессе эксплуатации АСУ необходимо обеспечивать:

-требования по эксплуатации технических средств, информационного и программногообеспечения АСУ;

-представление информации, обработанной в ЭВМ,

-эффективное использование вычислительной техники в соответствии с действующиминормативами;

-совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач,модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовойтехнологии сбора и подготовки исходной информации;

-ведение классификаторов нормативно-справочной информации;

-организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнямиАСУ;

-разработку инструктивных и методических материалов, необходимых дляфункционирования АСУ;

-анализ работы АСУ, ее экономической эффективности, своевременное представлениеотчетности.

10.7.17Ремонтно-профилактические работы на технических средствах АСУ выполняют всоответствии с утвержденными графиками, порядок их вывода в ремонт определяетутвержденное положение.

10.7.18Руководство ЭСН должно проводить анализ функционирования АСУ, их эффективности,осуществлять контроль за эксплуатацией и разрабатывать мероприятия по развитиюи совершенствованию АСУ и их своевременному техническому перевооружению.

10.8Метрологическое обеспечение

10.8.1На каждой ЭСН должен выполняться комплекс мероприятий, обеспечивающий единствои требуемую точность измерений. Комплекс мероприятий по метрологическомуобеспечению включает:

-своевременное представление в поверку СИ, подлежащих государственному контролюи надзору;

-проведение работ по калибровке СИ, не подлежащих поверке;

-обеспечение соответствия точностных характеристик, применяемых СИ, требованиямк точности измерений технологических параметров;

-обслуживание, ремонт СИ, метрологический контроль и надзор.

10.8.2Выполнение работ по метрологическому обеспечению должны осуществлятьсоответствующие организации (службы).

10.8.3Оснащенность ЭСН СИ должна соответствовать проектно-нормативной документации итехническим условиям на поставку.

Объемоснащения ЭСН СИ должен обеспечивать:

-контроль за техническим состоянием оборудования ЭСН и режимом его работы;

-учет прихода и расхода ресурсов: выработанных, затраченных и отпущенныхэлектроэнергии и тепла;

-контроль за соблюдением безопасных условий труда и санитарных норм;

-контроль за охраной окружающей среды.

10.8.4Все СИ, а также ИИС, должны быть в исправном состоянии и находиться впостоянной готовности к выполнению измерений.

10.8.5До ввода в промышленную эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации основногооборудования ЭСН, измерительные каналы ИИС, в том числе входящие в состав АСУ,подвергают поверке и калибровке.

10.8.6Использование в работе непроверенных или некалиброванных ИИС запрещается.

10.8.7Поверке подлежат все СИ, используемые в качестве образцовых при проведенииповерки и калибровки, рабочие СИ, относящиеся к контролю параметров окружающейсреды, обеспечению безопасности труда, используемые при выполнении операцийкоммерческого учета электрической, тепловой энергии и топлива.

10.8.8Конкретный перечень СИ, подлежащих поверке, составляют на каждом энергообъектеи направляют в орган Государственной метрологической службы, на обслуживаемойтерритории которого находится энергообъект.

10.8.9СИ должны своевременно представляться на поверку в соответствии с графиками,составленными энергообъектом и утвержденными органом Государственнойметрологической службы, производящим их поверку.

10.8.10Результаты поверки СИ удостоверяют поверительным клеймом и свидетельством оповерке, форму которых и порядок нанесения устанавливает Госстандарт России.

10.8.11Калибровке подлежат все СИ, не подлежащие поверке, но используемые наэнергообъекте для контроля за надежной и экономичной работой оборудования, припроведении наладочных, ремонтных и научно-исследовательских работ.

10.8.12Калибровку СИ должны проводить метрологические службы энергообъектов всоответствии с графиком калибровки, утвержденным техническим руководителемэнергообъекта.

10.8.13Результаты калибровки удостоверяют отметкой в паспорте, калибровочным знаком,наносимым на СИ, или сертификатом о калибровке, а также записью вэксплуатационных документах.

10.8.14Результаты калибровки СИ, оформленные надлежащим образом, могут бытьиспользованы энергообъектом в качестве доказательства при рассмотрении споров всуде, арбитражном суде, государственных органах управления и т.п.

10.8.15Порядок аккредитации метрологических служб энергообъектов на право выполнениякалибровочных работ, выдачи сертификата или нанесения калибровочного знакаустанавливается отраслевыми НД.

10.8.16На энергообъектах измерения технологических параметров осуществляют всоответствии с аттестованными в установленном порядке методиками выполненияизмерений.

10.8.17Порядок разработки и аттестации методик выполнения измерений определяется ГосстандартомРоссии и устанавливается государственными и отраслевыми НД.

10.8.18Оперативное обслуживание СИ должен вести дежурный или оперативно-ремонтныйперсонал.

10.8.19Техническое обслуживание и ремонт СИ должен осуществлять персоналподразделения, выполняющего функции метрологической службы ЭСН.

10.8.20Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены СИ, несетответственность за их сохранность и чистоту внешних элементов.

10.9Техника безопасности

10.9.1Вся работа по технике безопасности на ЭСН должна быть направлена на созданиесистемы организационных мероприятий и технических средств, предназначенных дляпредотвращения воздействия на работающих опасных производственных факторов.

10.9.2Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования, зданий и сооружений ЭСН должныотвечать требованиям нормативных актов по охране труда.

10.9.3Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживанииоборудования, зданий и сооружений энергообъектов, необходимо своевременноподвергать осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативнымиактами по охране труда.

10.9.4На ЭСН должны быть разработаны и утверждены инструкции по охране труда как дляработников отдельных профессий, так и на отдельные виды работ согласнотребованиям, изложенным в [13].

10.9.5Каждый работник должен знать и строго выполнять требования безопасности труда,относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте.

10.9.6Общее руководство работой по технике безопасности и персональнуюответственность за нее возлагают на первого руководителя ЭСН.

Руководителии должностные лица ЭСН обязаны обеспечивать безопасные и здоровые условия трудана рабочих местах, в производственных помещениях и на территории ЭСН,контролировать их соответствие действующим требованиям безопасности ипроизводственной санитарии, а также своевременно организовывать обучение,проверку знаний, инструктаж персонала и контроль за соблюдением им требованийпо охране труда.

Приневозможности устранить воздействие на персонал вредных и опасных факторовруководящие и должностные лица обязаны обеспечить персонал средствамииндивидуальной защиты.

10.9.7Каждый несчастный случай, а также любые нарушения требований безопасности трудадолжны быть тщательно расследованы: выявлены причины и виновники ихвозникновения и приняты меры к предупреждению повторения подобных случаев.Сообщения о несчастных случаях, их расследование и учет осуществляют всоответствии с [14].

Ответственностьза правильное и своевременное расследование и учет несчастных случаев,оформление актов формы Н-1, разработку и реализацию мероприятий по устранениюпричин несчастного случая несет руководитель ЭСН.

10.9.8По материалам расследования несчастных случаев со смертельным исходом игрупповых несчастных случаев должны выпускаться обзоры несчастных случаев,прорабатываемые с персоналов ЭСН, а также проводиться мероприятия,предусмотренные этими обзорами.

10.9.9Весь персонал ЭСН должен быть практически обучен способам оказания первоймедицинской и экстремальной реанимационной помощи, а также приемам оказанияпервой помощи пострадавшим непосредственно на месте происшествия согласнотребованиям инструкции [15].Проверка знаний Инструкции должна проводиться при периодической проверке знанийПТБ. Ежегодно с применением современных тренажеров должно проводиться обучениеперсонала способам реанимации для поддержания навыков по оказанию первоймедицинской помощи.

10.9.10На каждой ЭСН (цехе, участке сети и других объектах), а также в машинахвыездных бригад, должны быть аптечки или сумки первой помощи с постояннымзапасом медикаментов и медицинских средств.

Персоналдолжен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствамииндивидуальной защиты в зависимости от характера выполняемых работ и обязан имипользоваться во время работы.

Вслучае не использования по назначению средств защиты, выданных для выполненияопределенной работы, персонал несет ответственность за происшедший в связи сэтим несчастный случай.

10.10Пожарная безопасность

10.10.1Устройство и эксплуатация оборудования ЭСН, зданий и сооружений должносоответствовать требованиям [16].

Энергообъектыдолжны быть оборудованы сетями противопожарного водоснабжения, установкамиобнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями НД.

10.10.2Каждый работник должен четко знать и выполнять требования [16],установленный на энергообъекте противопожарный режим, не допускать лично иостанавливать действия других лиц, которые могут привести к пожару илизагоранию.

10.10.3Работники энергообъектов должны проходить противопожарный инструктаж,совершенствовать знания по пожарной безопасности при повышении квалификации,при регулярном участии в противопожарных тренировках и проводить периодическуюпроверку знаний правил пожарной безопасности в соответствии с требованиямидействующих документов по подготовке кадров и настоящих Правил.

Периодичность,тематика и объемы противопожарных тренировок определяют с учетом того, чтоперсонал должен приобрести практические навыки тушения пожаров вовзаимодействии с пожарными подразделениями, не прекращая управленияоборудованием.

10.10.4На каждом энергообъекте должен быть установлен противопожарный режим ивыполнены противопожарные мероприятия, а также разработан оперативный плантушения пожара согласно [17].

Оперативныйплан тушения пожара должен быть основным документом, который определяетдействия персонала энергообъекта при возникновении пожара, порядок тушенияпожара в электроустановках, находящихся под напряжением, взаимодействие сличным составом прибывающих пожарных подразделений, а также применение другихсил и средств пожаротушения.

10.10.5Руководителем тушения пожара на энергообъекте до прибытия первого пожарногоподразделения является старший смены (начальник смены ЭСН) или руководительЭСН.

По прибытиипервого пожарного подразделения старший смены (руководитель ЭСН) долженинформировать о принятых мерах по тушению пожара старшего командира пожарногоподразделения и передать ему руководство тушением пожара с выдачей письменногодопуска.

10.10.6В каждом цехе (подразделении) ЭСН должна быть разработана инструкция оконкретных мерах пожарной безопасности и противопожарном режиме, согласованнаяс объектной пожарной охраной (при ее наличии) и утвержденная руководителем ЭСН.

10.10.7На всех ЭСН должны быть созданы пожарно-технические комиссии, возглавляемыетехническим руководителем, а также, в необходимых случаях, добровольныепожарные формирования, которые проводят свою работу согласно действующимположениям.

10.10.8Техническое обслуживание автоматических и других установок тушения пожара ипожарной сигнализации должно проводиться персоналом энергообъекта всоответствии с местными инструкциями.

Первичныесредства пожаротушения необходимо содержать в постоянной готовности к работе, аих техническое обслуживание осуществляют в соответствии с [18].

10.10.9Работы, связанные с отключением участков противопожарного водопровода,перекрытием дорог и проездов, ремонтом технологического оборудованияпротивопожарного водоснабжения, а также с отключением противопожарнойавтоматики и сигнализации, производят по согласованию с лицом, ответственным запожарную безопасность и эксплуатацию соответствующих участков (установок),только после письменного разрешения технического руководителя энергообъекта иуведомления объектовой пожарной охраны (при ее наличии).

10.10.10Сварочные и другие огнеопасные работы на энергообъектах производят в соответствиис требованиями [19].

10.10.11При организации противопожарного режима на объектах ответственность несут:

-руководитель ЭСН - за общее противопожарное состояние, организацию выполненияпротивопожарных мероприятий и требований противопожарного режима, работусозданных добровольных пожарных формирований на объекте;

-технические руководители - за работу пожарно-технических комиссий, техническоесостояние средств пожаротушения и систем противопожарной автоматики,организацию выполнения нормативных противопожарных требований и подготовкуперсонала;

-руководители и инженерно-технические работники подразделения - за противопожарноесостояние закрепленных за ними объектов (участков), а также подготовкуперсонала.

10.10.12Каждый случай пожара (загорания) расследуют в соответствии с [20]специально назначенной комиссией для установления причин, ущерба, виновниковвозникновения пожара (загорания) и разработки противопожарных мероприятий длядругих объектов отрасли.

10.11Соблюдение природоохранных требований

10.11.1В процессе эксплуатации ЭСН принимают меры для предупреждения или ограничениявредного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ ватмосферу и сбросов в водные объекты, шума, вибрации, электрических и магнитныхполей и иных источников вредных физических воздействий.

10.11.2Уровень шума, создаваемый ЭСН в зоне обслуживания, не должен превышать 80 дБ.Система шумоглушения должна обеспечивать снижение уровня шума в районевоздухозабора и выхлопа до санитарных норм.

Октавныеуровни звукового давления в отсеке управления не должны превышать норм,установленных ГОСТ 12.1.003.

10.11.3Октавные уровни вибрации, замеренные на рабочем месте в отсеке управления ЭСН,не должны превышать норм, установленных ГОСТ 12.1.012.

10.11.4Выбросы вредных веществ с отработанными газами не должны превышать норм,установленных ГОСТ29328 и ГОСТР 51249. Содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ при работе снагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной не должно превышать 50 мг/м³ нагазообразном топливе.

Предельнодопустимые концентрации вредных веществ на рабочем месте в отсеке управленияпри эксплуатации ЭСН не должны превышать норм, установленных ГОСТ13822 (окись углерода не должна превышать 20 мг/м³).

10.11.5Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду каждую ЭСНоснащают постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствииили невозможности применения используют прямые периодические измерения споследующей обработкой информации соответствующими расчетными методами.

10.11.6Каждая ЭСН должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов ватмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий.

10.11.7На каждой ЭСН должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению аварийныхи иных залповых выбросов вредных веществ в окружающую среду.

10.11.8Эксплуатация ЭСН с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленныхсанитарных норм и природоохранных требований, запрещена.

10.12Ответственность за выполнение правил технической эксплуатации

10.12.1Знание и выполнение настоящих Правил обязательно для всех работников ЭСН.

10.12.2Ответственность за нормальную эксплуатацию ЭСН несет его руководитель.

Накаждой ЭСН приказом руководителя должны быть распределены функции пообслуживанию оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций, назначены лица,ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию всех элементов ЭСН, втакже определены должностные обязанности всего персонала.

10.12.3Лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию оборудования ЭСН,зданий и сооружений, должны обеспечивать эксплуатацию ЭСН в соответствии стребованиями инструкций и других НД, контроль за состоянием энергоустановок,расследование и учет отказов в работе установок, ведениеэксплуатационно-ремонтной документации.

10.12.4Каждый работник ЭСН в пределах своих обязанностей должен обеспечиватьсоответствие оборудования, зданий и сооружений ЭСН и сетей, [7],[12]и [16]беречь и охранять имущество.

10.12.5Руководители энергообъектов несут ответственность за соблюдение подчиненнымперсоналом настоящих Правил.

10.12.6Нарушение настоящих Правил влечет за собой дисциплинарную, административную илиуголовную ответственность, установленную должностными инструкциями идействующим законодательством.

10.12.7При несоблюдении настоящих Правил, вызвавшем нарушение в работе ЭСН, пожар илинесчастный случай с людьми, персональную ответственность несут:

-работники, непосредственно обслуживающие и ремонтирующие оборудование, здания исооружения - за каждое нарушение, происшедшее по их вине;

-начальники смен, а также дежурный и оперативно-ремонтный персонал, диспетчерыэлектрических и тепловых сетей, энергосистем - за нарушения, допущенные ими илинепосредственно подчиненным им персоналом, выполняющим работу по их указанию(распоряжению);

-директора и технические руководители ЭСН - за нарушения, происшедшие наруководимых ими ЭСН;

-руководители, а также инженерно-технические работники проектных,конструкторских, ремонтных, наладочных, исследовательских и монтажныхорганизаций - за нарушения, допущенные ими и их подчиненными.

10.12.8Руководитель ЭСН несет личную ответственность за свое решение или распоряжение,принятое в нарушение настоящих Правил.

10.12.9Руководители ЭСН должны предъявлять в установленном порядке рекламации по всемзаводским дефектам и случаям повреждения оборудования ЭСН, зданий и сооружений,происшедшим по вине заводов-изготовителей, проектных, строительных и монтажныхорганизаций.

10.12.10В случае повреждения посторонними организациями и частными лицами линийэлектропередач, сооружений, контрольно-измерительной аппаратуры, подземныхкоммуникаций и оборудования, находящегося в ведении ЭСН, руководители ЭСНдолжны составлять акты и передавать их местным правоохранительным органам дляпривлечения виновных к ответственности.

11. Территория, производственные здания исооружения

11.1Территория

11.1.1Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-техническогосостояния территории, зданий и сооружений энергообъекта должны быть выполнены исодержаться в исправном состоянии:

-системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории, от зданий исооружений (дренажи, водоотводящие каналы и др.);

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

-сети: водопровода, канализации, дренажа, теплофикации, транспортныегазообразного топлива;

-источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источниковводоснабжения;

-автомобильные дороги, пожарные проезды к пожарным гидрантам, мосты, пешеходныедороги, переходы и др.;

-базисные и рабочие реперы и марки;

-пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод;

-комплексы инженерно-технических средств ограждения, контрольно-пропускныепункты, посты, служебные помещения;

-системы молниезащиты и заземления.

Крометого, систематически осуществляют благоустройство территории и при возможности- озеленение.

11.1.2Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а такжегазопроводы, воздухопроводы и кабели на закрытых территориях должны бытьобозначены на поверхности земли указателями.

Коммуникациина территории электростанции, в районах Крайнего Севера выполняют на эстакадах.

11.1.3При наличии на территории ЭСН блуждающих токов должна быть обеспеченаэлектрохимическая защита от коррозии подземных металлических сооружений икоммуникаций.

11.1.4Весной все водоотводящие сети и устройства дренажной системы должны бытьосмотрены и подготовлены к пропуску талых вод; места прохода кабелей, труб,вентиляционных каналов через стены зданий должны быть уплотнены, а откачивающиемеханизмы приведены в состояние готовности к работе.

Дляобеспечения отвода атмосферных вод от зданий к открытой системе водостоков(закрытая система допускается при наличии промышленной и ливневой канализации)планировка ЭСН должна иметь уклон 0,003.

11.1.5В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов натерритории энергообъекта должны быть приняты меры к устранению причин,вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий и ликвидации их последствий.

11.1.6Передвижные ЭСН (резервные, аварийные) устанавливают на ровных площадках сприближением к потребителям или к центру нагрузок.

11.1.7К месту установки электростанции должна быть подъездная дорога для автомобилей.Склад жидкого топлива (смазочных материалов) размещают в 20 - 50 м отэлектростанции. Запас топлива для аварийной электростанции, работающей вобычном режиме, создавать в объеме, обеспечивающем не менее 8 ч непрерывнойработы на номинальной мощности.

Пополняемыйзапас топлива для аварийной электростанции должен быть: двухсуточный - в зоне сумеренным климатом и десятисуточный - в зоне с холодным климатом.

11.2Производственные здания и сооружения

11.2.1Производственные здания и сооружения ЭСН должны содержаться в исправномсостоянии, обеспечивающем длительное надежное использование их по назначению,соблюдение требований санитарно-технических норм и безопасности трудаперсонала, строящиеся здания и сооружения ЭСН должны соответствоватьстроительным и противопожарным нормам.

11.2.2На ЭСН должно быть организовано систематическое наблюдение за зданиями исооружениями в процессе эксплуатации в объеме, определяемом местнойинструкцией.

Нарядус систематическим наблюдением 2 раза в год (весной и осенью) проводят осмотрзданий и сооружений для выявления дефектов и повреждений, а после стихийныхбедствий (ураганных ветров, больших ливней и снегопадов, пожаров, землетрясенийсилой 5 баллов и выше и т.д.) или аварий - внеочередной осмотр.

Строительныеконструкции основных производственных зданий и сооружений по перечню,утвержденному руководителем ЭСН согласованному с генпроектировщиком, один раз в5 лет подвергают техническому освидетельствованию специализированнойорганизацией.

11.2.3При весеннем осмотре должны быть уточнены объемы работ по ремонту зданий,сооружений и санитарно-технических систем, предусматриваемому на летний период,и выявлены объемы работ по капитальному ремонту для включения их в планследующего года.

Приосеннем осмотре должна быть проверена подготовка зданий и сооружений к зиме.

11.2.4На ЭСН должны быть организованы наблюдения за осадками фундаментов зданий,сооружений и оборудования: в первый год эксплуатации - 3 раза, во второй - 2раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов - 1 раз в год, послестабилизации осадок (1 мм в год и менее) - не реже 1 раза в 5 лет.

Засостоянием и осадкой фундаментов ЭСН мощностью 500 кВт и выше должно бытьорганизовано наблюдение путем осмотра, замера вибраций и инструментальнойфиксации положения. Наблюдение проводят в первый год эксплуатации послесооружения электростанции ежемесячно (независимо от качества грунта). Впоследующие годы осмотр, замер и фиксацию положения фундамента, построенного нанормальном грунте, производят ежегодно, а фундамента, построенного намакропористых грунтах - ежеквартально до полной стабилизации грунта.

Электроагрегаты,предназначенные для работы в стационарном режиме устанавливают на специальныефундаменты.

Двигательи генератор на общей раме, соединенные жесткой муфтой, должны иметь общийфундамент.

Фундаментыдвигателей запрещается жестко связывать со стенами, колоннами и фундаментомздания.

Амплитудаколебаний фундамента двигателя не должна превышать 0,2 мм.

11.2.5Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями строительных конструкций,обследования зданий и сооружений, возведенных на грунтах, подверженныхдинамическому уплотнению от действующего оборудования, просадочных грунтах, вкарстовых зонах, районах многолетней мерзлоты, в районах с сейсмичностью 7баллов и выше, проводят по специальным программам в сроки, предусмотренныеместной инструкцией, но не реже 1 раза в три года.

11.2.6При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешнихпризнаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдениес использованием маяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения обобнаруженных дефектах заносят в журнал технического состояния зданий исооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

11.2.7Пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и ограждающих конструкциях,установка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологическогооборудования, транспортных средств, трубопроводов и других устройств дляподъема грузов при монтаже, демонтаже и ремонте оборудования, вырезка связейкаркаса без согласования с проектной организацией и лицом, ответственным заэксплуатацию здания (сооружения), а также хранение резервного оборудования идругих изделий и материалов в не установленных местах, запрещается.

11.2.8Кровли зданий и сооружений должны очищаться от мусора, система сброса ливневыхвод должна очищаться, ее работоспособность должна проверяться.

11.2.9Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии;должен быть установлен контроль за эффективностью антикоррозионной защиты.

11.2.10Окраска помещений и оборудования ЭСН должна удовлетворять требованиямпромышленной эстетики, санитарии, инструкции по отличительной окраскетрубопроводов.

Всеотступления от проектных решений фасадов зданий, интерьеров, основных помещенийсогласовывают с проектной организацией.

11.2.11Строительные конструкции, фундаменты зданий, сооружений и оборудования должныбыть защищены от попадания минеральных масел, кислот, щелочей, пара и воды.

11.2.12Техническое состояние систем отопления и вентиляции и режимы их работы должныобеспечивать нормируемые параметры воздушной среды, надежность работыэнергетического оборудования и долговечность ограждающих конструкций. Эксплуатациясистем должна осуществляться в соответствии с местными инструкциями.

11.2.13Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий и сооружений должныпостоянно содержаться в исправном состоянии и чистоте. В помещениях наоборудовании не должно допускаться скопление пыли.

11.2.14Помещение машинного зала при длине более 10 м должно иметь не менее двухвыходов, расположенных в противоположных концах.

Основнойвход в машинный зал должен иметь размеры, обеспечивающие перемещениекрупногабаритных деталей и механизмов. При размере входа, превышающем 2´1 м применяютдвухстворчатые ворота с дверью. Двери помещения должны иметь пределыогнестойкости 0,75 ч.

Проходмежду торцом двигателя со стороны щита управления и стеной или расположенным устены оборудованием должен быть не менее 1,75 м, а между торцом электрическогогенератора и стеной - не менее 0,8 - 1 м и должен обеспечивать выкатку роторагенератора.

11.2.15Производственные помещения электростанций должны иметь достаточное естественноеосвещение. Искусственное освещение должно соответствовать величинам согласнотаблице 5.

Уровнинапряжения: рабочее освещение - 220 В, ремонтное освещение - 36 В, аварийноеосвещение (от аккумуляторной батареи) - 24 В.

Таблица 5 -Освещенность помещений

11.2.16 Машинный зал, в котором установлены дизель- генераторы, должен иметь приточную, обеспечивающую трехкратный воздухообмен,вентиляцию.

11.2.17Для двигателей (ДВС) предусматривают забор воздуха из помещений, для ГТУ - сулицы.

11.2.18Вентиляция должна обеспечивать чистоту воздуха, характеризуемую нормами,приведенными в таблице 6, согласно [21].

Таблица 6 -Допустимое содержание газов в воздухе

11.2.19 Водяные, тепловые и воздушные трубопроводы впомещении ЭСН необходимо располагать в траншеях. Траншеи должны иметь дренаж,быть достаточно вместительными, с бетонными стенами толщиной не менее 10 см,каналы, облицованными угловой сталью, покрытыми рифлеными листами.

11.2.20Все шахты, каналы траншеи закрывают металлическими рифлеными листами илиплитами. Пол и площадка вокруг двигателя должны быть ровными, иметь твердоепокрытие и содержаться в чистоте,пролитые масло (топливо) необходимо немедленно убрать.

11.2.21Не загромождать площадку вокруг двигателя, генератора, щитов управления ираспределения нагрузки. Инструмент, приспособления и запасные части хранят вспециальном помещении. Трубопроводы окрашивают в рекомендованные цвета,дополнительно, на трубопроводах наносят стрелки, показывающие направлениедвижения жидкости или сжатого воздуха.

Участоквыпускного трубопровода в пределах машинного зала должен иметь тепловуюизоляцию.

Вовремя осмотров и ремонта двигателя на всех местах, связанных с подачей сжатого воздухаи топлива, а также пусковой рукоятке и щита управления вывешиваютпредупреждающие надписи: "Не включать! Идет ремонт" и т.д.

11.2.22Машинный зал должен быть оборудован необходимым грузоподъемным устройством, атакже площадками для размещения деталей двигателя во время монтажа и ремонта.

Работыпо такелажу двигатель - генератора и его комплектующего оборудования выполняютс использованием специальных чалочных и других грузоподъемных приспособлений.

11.2.23Электростанция, изготовленная в блок-боксе, должна допускать транспортированиежелезнодорожным, водным и автотранспортом, а также перемещение волоком нанебольшие расстояния.

11.2.24Блок-бокс должен иметь двери одностворчатые в торце и середине вагона: дверидолжны иметь врезные замки и петли для пломбирования. В районе расположениядвигатель - генератора необходимо предусмотреть участок съемной крыши.

11.2.25Блок-бокс должен иметь утепленные створки (жалюзи) проемов для прохода воздухачерез блок охлаждения. При этом створки должны иметь как автоматическое, так иручное управление.

11.2.26Проемы допускается оборудовать мелкой сеткой, предохраняющей от попаданиякомаров и гнуса.

11.2.27Воздух, подаваемый в блок-бокс, должен быть чистым, запыленность не более 0,03г/м³.

11.2.28В блок-боксе должен быть предусмотрен шкаф с самовентиляцией для аккумуляторныхбатарей и шкаф управления собственными нуждами блок-бокса, обеспечивающийработу электронагревательных устройств, рабочего и аварийного освещения,вентиляции и их защиту от токов КЗ, подключение к вводу внешней сетипеременного тока и защиту цепей собственных нужд двигатель - генератора иблок-бокса.

11.2.29Прокладку электрокоммуникаций с целью их механической защиты осуществляют вэлементах каркаса (трубах, металлорукавах и т.д.).

11.2.30Боковая стенка блок-бокса должна иметь окна для выхода шин щита генератора иподключения контрольных кабелей.

11.2.31Внутри блок-бокса должен быть видимый контур внутреннего заземления,выполненный из стальной полосы сечением 5´40 мм, имеющей сварное соединение с основанием блок-бокса.

11.2.32Все электрооборудование напряжением 220 В должно иметь электрическое соединениекорпуса с контуром внутреннего заземления.

11.2.33Съемный пол блок-бокса выполнять высотой 120 - 150 мм из материала, невпитывающего горюче-смазочные вещества. В полу блок-бокса в районециркуляционного бака ДГ предусмотрены возможность сбора и вывода наружу ГСМ,попавших на пол.

11.2.34Блок-бокс должен быть приспособлен для подъема совместно с размещеннымоборудованием, снабжен подъемным приспособлением с целью оперативной заменыдвигателя, распределительного устройства, вспомогательных узлов, агрегатов,приборов и электрооборудования в случае выхода из строя.

11.2.35Теплоизоляция блок-бокса должна обеспечивать возможность работы при температуренаружного воздуха до минус 50 °С.

Электростанциядолжна иметь электрообогревательные устройства, обеспечивающие поддержаниетемпературы воздуха внутри блок-бокса в пределах от +15 до +30 °С принахождении электростанции в аварийном горячем резерве; а также водяноеотопление с температурой нагревателя 75-95 °С, исходя из того, что вэксплуатации можно использовать или электрическое, или водяное отопление.

Тепловаяизоляция поддона блок-бокса и уровень расположения подогревателей должныисключать возможность размораживания трубопроводов системы охлаждения, с этойцелью устанавливают датчик для контроля минимальной температуры воздуха науровне пола в точке, максимально удаленной от подогревателя.

12. Оценка надежности ЭСН

12.1Показатели надежности

12.1.1Требования к надежности ЭСН задают в техническом задании на разработку (дляодноагрегатных ЭСН - достигнутый уровень надежности прототипов, показателинадежности комплектующих элементов, узлов, внешние условия применения).

12.1.2Основополагающим понятием при оценке надежности ЭСН является отказ - событие,заключающееся в переходе в состояние, при котором производительность (мощность)ЭСН меньше потребности. Для ЭСН отказы дифференцируются на частичные(приводящие к дефициту мощности) и полные (полный сброс нагрузки всехгенераторов ЭСН).

12.1.3В качестве основных показателей надежности для всех ЭСН принимают:

-для оценки безотказности - среднюю наработку на отказ Т, год, или обратноезначение - параметр потока отказов W, 1/год;

-для оценки ремонтопригодности - среднее время восстановления Т_в илиобратное значение - интенсивность восстановления

М = 8760 / Т_в,1/год.

12.1.4В качестве дополнительных технических показателей надежности принимают:

- дляодновременной комплексной оценки безотказности и ремонтопригодности ЭСН -коэффициент аварийности Р = W/M = Т_в/8760 × Т, о.е;

-для учета ППР - среднее время между ПНР, Т_р, год (или обратноезначение - интенсивность ППР, W_р, 1/год) и среднеевремя проведения ППР, Т_вр, год (или обратное значение -характеристика ремонтоприспособленности М_р = 8760/Т_вр,1/год), а для одновременной комплексной оценки этих свойств - коэффициентпродолжительности ППР Р_p = W_p/M_p = Т_вр/8760 × Т_р), о.е;

12.1.5В качестве дополнительных экономических показателей надежности длямногоагрегатных ЭСН принимают:

-разовые ущербы, оценивающие последствия разовых отказов продолжительностью Т_в;

-годовые ущербы, оценивающие последствия за год отказов общей продолжительностьюW Т_в.

 

Таблица 7 - Сопоставление оценок надежности электростанций

 

Условныеобозначения:

12.1.6 В случае, когда для многоагрегатных ЭСН показатели ущерба неспособныоднозначно оценить характер и тяжесть последствий недостаточной надежности(например, при нарушении жизнеобеспечения в районах Крайнего Севера), вкачестве технических и экономических показателей надежности возможноиспользование кратности резервирования - отношение числа резервных элементов I, к числу резервируемых m, в виде несокращаемой дроби, J/m (случай J=m=1 называется дублированием),объем годовых недопоставок газа из-за отказов ЭСН.

12.1.7Рекомендуемые оценки показателей надежности представлены в таблице 7.

12.2Оптимизация показателей надежности

12.2.1Оптимизацию показателей надежности одноагрегатных ЭСН и элементовмногоагрегатных ЭСН выполняют по рекомендациям энергообследования, проводимогоспециализированными организациями.

12.2.2Оптимальными являются также значения показателей W и Т_в, которые экономически невыгодно как улучшать(из-за чрезмерно больших капитальных вложений), так и ухудшать (из-за резкогоувеличения ущерба при недостаточной надежности).

12.2.3Технико-экономические расчеты показывают, что повышение надежности ЭСН наиболеевыгодно достигать следующими способами:

-для одноагрегатных ЭСН - повышением ремонтопригодности и уменьшением временивосстановления;

-для многоагрегатных ЭСН - уменьшением чувствительности системы к последствиямотказов элементов, в первую очередь - с помощью схемных решений, резервированияи автоматизации.

12.2.4При использовании ЭСН для систем с экономически оцениваемыми последствияминедостаточной надежности (ущербом) универсальным критерием оптимальностиявляется минимум приведенных затрат с учетом этого ущерба, допустимым критериемоптимальности является минимум приведенных затрат без учета ущерба (при этомрассматривают варианты, надежность которых экспертно считается достаточной),вынужденным критерием оптимальности считается обеспечение максимальногоповышения надежности на выделенные для этого дополнительные капитальныевложения.

12.2.5При использовании ЭСН в системах с неоцениваемыми последствиями недостаточнойнадежности (например, в условиях Крайнего Севера) для оптимизации рекомендуетсякритерий минимума приведенных затрат без учета ущерба для вариантов схем,надежность которых экспертно считается достаточной.

12.3Экологические требования

Уровеньшума, создаваемый ЭСН в зоне обслуживания, не должен превышать 80 дБ. Системашумоглушения должна обеспечивать снижение уровня шума в районе воздухозабора ивыхлопа до санитарных норм.

Октавныеуровни вибрации, замеренные на рабочем месте в отсеке управления ЭСН, не должныпревышать норм, установленных ГОСТ 12.1.012, категория 3а.

Октавныеуровни звукового давления в отсеке управления не должны превышать норм, установленныхв ГОСТ12.1.003.

Выбросывредных веществ с отработанными газами не должны превышать норм, установленных ГОСТ29328 и ГОСТР 51249.

Предельнодопустимые концентрации вредных веществ на рабочем месте в отсеке управления недолжны превышать норм, установленных ГОСТ13822.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма оперативно-технической документации

1. Оперативныйжурнал

2. Журналраспоряжений

3. Журнал дефектови неполадок оборудования

Приложение Б

(рекомендуемое)

Методика проведения противоаварийных тренировок на подстанцияхи в распределительных устройствах

1. Общие положения

1.1Настоящая методика разработана в соответствии с планоморганизационно-технических мероприятий по предупреждению электротравматизма напредприятиях ОАО "Газпром".

Методикапредназначена для инженерно-технических работников, занятых на эксплуатацииэлектроподстанций и распределительных сетей ОАО "Газпром", в качествепособия для проведения обучения с оперативным и оперативно-ремонтнымперсоналом.

1.2Противоаварийные тренировки являются основной формой периодической проверки напрактике знаний персоналом ПТЭ, ПТБ, производственных инструкций,противоаварийных циркуляров, а также схем и режимов работы оборудования.

2. Задачи противоаварийных тренировок

2.1Систематическая проверка способности персонала самостоятельно, быстро иправильно ориентироваться в случаях аварийных режимов на оборудовании, четкоприменять указания производственных инструкций, а также сработанности персоналасмен и его умения координировать свои действия.

2.2Обучение персонала наилучшим способам и приемам предупреждения и быстройликвидации аварийных положений.

3. Место и порядок проведенияпротивоаварийных тренировок

3.1Противоаварийные тренировки проводят на подстанциях, в распределительных устройствахи индивидуально (по данному рабочему месту).

3.2Проведением противоаварийной тренировки руководит ответственный заэлектрохозяйство или назначенное им лицо электротехнического персонала.

3.3Каждый работник из числа оперативного и оперативно-ремонтного персонала долженв течение квартала участвовать не менее, чем в одной противоаварийнойтренировке.

3.4Для персонала смены, в которой произошла авария по вине оперативного илиоперативно-ремонтного персонала может быть назначенадополнительная (внеочередная) тренировка.

4. Порядок проведения противоаварийнойтренировки

4.1 Тему тренировкисоставляют накануне ее проведения. При составлении темы тренировки необходимоучитывать:

- аварии,происшедшие на подстанциях и распределительных устройствах, а также возможныеаварийные положения;

- имеющиеся дефектыоборудования, возможные ненормальные режимы подстанции или распределительногоустройства;

- сезонные явления,угрожающие нормальной работе оборудования (грозовые явления, гололед и т.д.);

- ввод в работунового, не освоенного в эксплуатации оборудования.

4.2 Темупротивоаварийной тренировки персоналу заранее не сообщают.

4.3 Руководительтренировки обязан детально разработать программу ее организации и проведения,исходя из темы тренировки.

В программе должны быть предусмотрены:предшествующий режим работы оборудования, варианты решения тренировочнойзадачи, расстановка контролирующих лиц, условные сигналы, обозначения (бирки,плакаты и порядок связи).

4.4 Аварийныетренировки, за исключением индивидуальных, проводят в свободное от дежурствавремя и, как правило, непосредственно на рабочих местах с возможно большимохватом активно участвующих лиц.

4.5 Лица, участвующиев тренировках, обязаны строго соблюдать правила техники безопасности. Имзапрещается производить какие-либо операции с оборудованием, прикасаться кмеханизмам и аппаратуре управления (ключам, рубильникам и т. п.)

4.6 Плакаты и бирки,применяемые на тренировках, должны отличаться от соответствующих плакатов,применяемых в эксплуатации (по форме и цвету).

После проведения тренировки все тренировочныеплакаты должны быть убраны. Тренировочные плакаты и бирки с наименованиемоперации могут в ходе тренировки навешиваться на механизм и аппаратурууправления оборудованием.

4.7 После окончаниятренировки руководитель должен собрать и заслушать участников, произвестиразбор их действий, дать общую оценку результатов тренировки и индивидуальнуюее участникам, сделать замечания по недостаткам выполнения тренировки.

Результатытренировки заносят в журнал (смотри ниже), в котором дают общую оценкутренировки, делают замечания по действиям ее участникам, проявившим слабыезнания или плохую ориентировку в сложившейся обстановке.

Еслипо ходу тренировки выявится целесообразность проведения каких-либо противоаварийныхмероприятий, то эти мероприятия необходимо осуществить.

4.8После проведения тренировки ее программу и журнал выдают на рабочие места дляознакомления с ними персонала.

4.9Лица, допустившие ошибки во время проведения тренировки по заключению ее руководителядолжны пройти дополнительный инструктаж или внеплановую индивидуальнуютренировку.

Еслибольшинство участников тренировки получило неудовлетворительные оценкидействий, тренировка по той же теме должна быть проведена вторично в срок неболее десяти дней и не учитываться как плановая.

ФОРМА
журнала по учету противоаварийныхтренировок
объект ______________________________________

Подписи:

Руководительтренировки и контролирующие

лица с указанием должности

Приложение В

(рекомендуемое)

Программа обучения электротехнического персонала КС
(типовая)

Рисунок B.1 - Типовая структура линейногопроизводственного управления

Приложение Г

(справочное)

Библиография

[1] Концепция развития энергетики ОАО "Газпром" наоснове применения собственных электростанций и энергоустановок, № 52 от28.02.2000

[2] РД34.20.501-95 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетейРоссийской Федерации

[3] Правилаустройства электроустановок, Главгосэнергонадзор России, 1998

[4] Правила технической эксплуатации дизельных электростанций (ПТЭД),НИПИКТИ «Сельэнергопроект», 1993

[5] Правила эксплуатацииэлектроустановок потребителей, Госэнергонадзор, 1992

[6] Нормы технологического проектирования дизельных электростанцийНТПД-90,Минэнерго, 1990

[7] РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда(правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТРМ-016-2001

[8] РД34.30.106-95 Руководящие указания по проектированию систем газоснабжения сдавлением природного газа до 5,0 МПа для ГРУ и ПГУ ТЭС

[9] РД51-31323949-31-98 Выборы количества электроагрегатов электростанций РАО«Газпром»

[10] Основные положения по автоматизации объектовэнергообеспечения ОАО «Газпром», ОАО «Газавтоматика» М. 2001

[11] ПБ 12-368-00 Правилабезопасности в газовом хозяйстве

[12] ПБ10-115-96 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающихпод давлением

[13] Положения о порядке разработки и утверждения правил иинструкций по охране труда и методических указаний по разработке правил иинструкций по охране труда, 1993

[14] Постановление Минтруда РФ «Об утверждении Положения орасследовании и учете несчастных случаев на производстве» №279 от 11.03.1999 г. (с изменениями и дополнениями от 24.05.2000 г.)

[15] Первая медицинская, экстремальная и реанимационная помощьпострадавшим на энергетических объектах. - М.: Стрижев, 1994

[16] Правила пожарной безопасности для предприятий и организацийгазовой промышленности, ВППБ01-04-98

[17] Методическиеуказания по составлению оперативных планов и карточек тушения пожаров наэнергетических предприятиях

[18] Инструкция по содержанию и применению первичных средствпожаротушения на энергетических предприятиях

[19] Инструкциио мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетическихпредприятиях

[20] «Инструкция о порядке государственного статистического учетапожаров и последствий от них в Российской Федерации» рег. № 638, 1994 г.,утвержденной Госкомстатом России (Постановление от 20.06.94 № 80 и МВД России(Приказ от 30.06 № 332)

[21] РД 51-0158623-06-95 Применение аварийных источников электроэнергиина КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности.

Содержание