Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      "СОГЛАСОВАН"

      Министр по инвестициям и развитию

      Республики Казахстан

      ______________ А. Исекешев

      от "____" ____________ 2015 год

      "СОГЛАСОВАН"

      Министр внутренних дел

      Республики Казахстан

      ______________ К. Касымов

      от 7 апреля 2015 год

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей

Глава 1. Общие положения

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

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

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

      3. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Организация эксплуатации

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

Параграф 1. Задачи и организационная структура

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

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

      6. Основные функциональные обязанности Работников отрасли:

      1) соблюдение договорных условий энергоснабжения потребителей;

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

      3) соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины;

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

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

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

      7) выполнение требований законодательства по безопасности и охране труда;

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

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

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

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

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

Параграф 2. Контроль за эффективностью работы электростанций и
сетей

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

Параграф 3. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

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

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

      2) комплексное опробование оборудования.

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

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

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

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

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

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

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

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

      4) монтируются и налаживаются системы контроля и управления;

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

      15. Комплексное опробования проводит заказчик.

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

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

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

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

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

      2) для тепловой электростанции, напором и расходом воды;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 4. Техническое обслуживание, ремонт и модернизация

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

      23. Персонал электроэнергетических предприятий подразделяется на три группы:

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

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

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

      Эксплуатационный персонал делится на четыре группы:

      1) электротехнический;

      2) теплотехнический;

      3) гидротехнический;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      31. Временем окончания капитального и текущего ремонтов является:

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

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

      3) для энергоблоков с двухкорпусными котлами (дубль - блоков) – время включения энергоблока под нагрузку с одним из корпусов котла; при этом растопка и включение второго корпуса котла производятся в соответствии с графиком нагружения энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 5. Контроль за эффективностью работы энергопредприятий

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

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

      1) тепловые потери;

      2) удельный расход электроэнергии на транспорт тепловой энергии;

      3) удельный среднечасовой расход сетевой воды;

      4) разность температур в подающем и обратном трубопроводах;

      5) утечка сетевой воды.

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

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

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

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

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

      1) требуемая точность измерений расходов энергоносителей и технологических параметров;

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

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

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

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

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

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

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

      Техническое освидетельствование производится не реже 1 раза в 5 лет.

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

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

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

      Результаты технического освидетельствования заносятся в технический паспорт энергообъекта.

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

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

      Порядок контроля устанавливается местными производственными и должностными инструкциями.

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

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

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

Параграф 7. Техническая документация

      47. На каждом энергообъекте имеются в наличии следующие документы:

      1) акты отвода земельных участков;

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

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

      4) акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

      5) акты приемки скрытых работ;

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

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

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

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

      10) акты приемочных комиссий;

      11) утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

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

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

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

      15) исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

      16) исполнительные рабочие технологические схемы;

      17) чертежи запасных частей к оборудованию;

      18) оперативный план пожаротушения;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      1) краткая характеристика оборудования установки, зданий и сооружений;

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

      3) порядок подготовки к пуску;

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

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

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

      56. В должностных инструкциях по каждому рабочему месту указываются:

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

      2) должностные положения работника;

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

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

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

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

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

Параграф 8. Автоматизированные системы управления

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

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

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

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

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

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

      63. При эксплуатации АСУ руководствуются инструкциями по эксплуатации АСУ.

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

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

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

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

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

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

      66. В состав комплекса технических средств АСУ входят:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      69. Подразделения, обслуживающие АСУ, обеспечивают:

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

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

      3) эффективное использование вычислительной техники;

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

      5) ведение классификаторов нормативно-справочной информации;

      6) организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;

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

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

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

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

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

Параграф 9. Метрологическое обеспечение

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

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

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

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

      4) техническое обслуживание СИ, метрологический контроль.

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

      75. Обеспечивается оснащенность энергоустановок СИ.

      Объем оснащения энергоустановок СИ обеспечивает:

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

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

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

      4) контроль за охраной окружающей среды.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Руководители и должностные лица энергообъектов и организаций:

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

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

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

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

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

Параграф 10. Соблюдение экологических требований

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Электрические сети оснащаются приборами измерения напряженности электрического и магнитного полей.

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

      110. Владелец генерирующей установки обеспечивает проведение испытаний и проверок.

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

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

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

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

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

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

Глава 3. Территория, производственные здания и сооружения

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

Параграф 1. Территория

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

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

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

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

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

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

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

      7) базисные и рабочие реперы и марки;

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

      Систематически проводятся озеленение и благоустройство территории.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      1) осадками и смещениями опор;

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

      3) высотным положением проезжей части.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      157. При эксплуатации напорных водоводов:

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

      2) исключается повышенная вибрация оболочки;

      3) обеспечивается защита от коррозии и абразивного износа;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 2. Надзор за состоянием гидротехнических сооружений

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

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

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

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

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

      1) осадками и смещениями сооружений и их оснований;

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

      3) состоянием напорных водоводов;

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

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

      6) воздействием льда на сооружения и их обледенением.

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

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

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

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

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

      1) напряженным и термонапряженным состоянием плотины и ее основания;

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

      3) напряжениями в арматуре;

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

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

      1) температурой основания и береговых примыканий плотины;

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

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

      171. При эксплуатации подземных зданий электростанций проводится контроль за:

      1) напряженным состоянием анкерного и сводового креплений вмещающего массива;

      2) деформациями смещения стен и свода камеры;

      3) фильтрационным и температурным режимами массива;

      4) протечками воды в помещения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 3. Механическое оборудование гидротехнических
сооружений

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 5. Водное хозяйство электростанций, гидрологическое и метеорологическое обеспечение

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

Параграф 1. Управление водным режимом

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 2. Эксплуатация гидросооружений в морозный период

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 3. Эксплуатация водохранилищ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      На этих водохранилищах проводятся наблюдения за:

      1) заилением и зарастанием;

      2) переработкой берегов;

      3) качеством воды;

      4) температурным и ледовым режимами;

      5) всплыванием торфа;

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

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

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

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

Параграф 4. Гидрологическое и метеорологическое обеспечение

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

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

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

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

      209. Электростанции регулярно получают от метеорологических служб следующие данные:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 5. Гидротурбинные установки

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      222. При эксплуатации автоматического регулирования гидроагрегата обеспечиваются:

      1) автоматический или ручной пуск и останов гидроагрегата;

      2) устойчивая работа гидроагрегата на всех режимах;

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

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

      5) выполнение гарантий регулирования;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      5) закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотника аварийного закрытия;

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

      7) закрытия холостого выпуска гидротурбины.

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 6. Техническое водоснабжение

      232. При эксплуатации систем технического водоснабжения обеспечиваются:

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

      2) предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения;

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

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

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

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

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

      234. При накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал энергообъекта:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 6. Тепломеханическое оборудование электростанций и тепловых сетей

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

Параграф 1. Топливно-транспортное хозяйство

      256. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства обеспечиваются:

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

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

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

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

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

      257. Качество поставляемого на электростанции топлива соответствует техническим условиям.

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

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

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

Параграф 2. Твердое топливо

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Система механизированного удаления уловленных посторонних предметов постоянно эксплуатируется.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 3. Жидкое топливо

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      На отключенных участках топливопроводов паровые или другие спутники отключаются.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 5. Газообразное топливо

      305. При эксплуатации газового хозяйства обеспечиваются:

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

      2) контроль количества и качества поступающего газа;

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

      4) своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Одновременно принимаются неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

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

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

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

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

Параграф 6. Пылеприготовление

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      1) бесперебойным поступлением топлива в мельницы;

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

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

      4) уровнем вибрации блоков подшипников;

      5) температурой масла в блоке подшипников;

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

      7) исправностью предохранительных клапанов;

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

      9) током электродвигателей оборудования пылеприготовительной установки;

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

      11) сопротивлением пылевоздушного тракта шаровых барабанных и среднеходных мельниц.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параграф 7. Паровые и водогрейные котельные установки

      337. При эксплуатации паровых и водогрейных котлов обеспечиваются:

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

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

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

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

      5) минимально допустимые нагрузки;

      6) допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

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

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

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

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

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

      341. Перед растопкой барабанный котел заполняется деаэрированной питательной водой.

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

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

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

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

      Растопочный расход воды равен 30 % от номинальной величины.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Продувка верхних водоуказательных приборов выполняется:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Периодичность очистки поверхностей нагрева регламентируется графиком или производственной инструкцией.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Используются исключительно бесприсосные топки и газоходы с цельносварными экранами.

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

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

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

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

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

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

      Котлы оборудуются необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      380. Котел немедленно останавливается и отключается:

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

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

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

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

      5) при недопустимом повышении давления в пароводяном тракте;

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

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

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

      9) при погасании факела в топке;

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

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

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

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

      14) при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

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

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

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

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

      19) при разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котла.

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

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

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

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

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

      5) при прекращении работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

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

Параграф 8. Паротурбинные установки

      382. При эксплуатации паротурбинных установок обеспечиваются:

      1) надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

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

      3) нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

      383. Система автоматического регулирования турбины удовлетворяет следующим требованиям:

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

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

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

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

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

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