приказ министерства энергетики рф от 25.10.2022 n 1013 "об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики" (с изменениями и дополнениями) | гарант
Приказ Министерства энергетики РФ от 25 октября 2022 г. N 1013
«Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики»
В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2022, N 31 (ч. 1), ст. 4822) и пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2022 г. N 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 11, ст. 1562), приказываю:
1. Утвердить прилагаемые требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики».
Зарегистрировано в Минюсте РФ 26 марта 2022 г.
УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Правила
организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики
I. Общие положения
1. Настоящие Правила устанавливают требования к организации технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта (далее — ТОиР) объектов электроэнергетики (за исключением атомных электростанций), входящих в электроэнергетические системы, а также требования по контролю за организацией ремонтной деятельности указанных объектов субъектами электроэнергетики.
2. Действие настоящих Правил распространяется на используемые в процессах производства, передачи, распределения электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оборудование, здания и сооружения объектов по производству электрической энергии, в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, установленной мощностью 5 МВт и более и объектов электросетевого хозяйства:
основное, вспомогательное, общестанционное оборудование тепловых и гидравлических электростанций;
технические и программные средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (далее — АСУ ТП), тепловой автоматики и измерений (далее — ТАИ) тепловых, гидравлических электростанций и объектов передачи и распределения электрической энергии;
линии электропередачи (далее — ЛЭП), оборудование трансформаторных подстанций (далее — ТП), распределительных устройств (далее — РУ);
абзац утратил силу с 23 января 2021 г. — Приказ Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555
устройства релейной защиты и автоматики (далее — РЗА);
средства технологического и диспетчерского управления (далее — СДТУ), включающие в себя инженерную инфраструктуру кабельных линий связи (кабельная канализация, линейно-кабельные сооружения (далее — ЛКС) подземных кабелей связи, ЛКС волоконно-оптических линий связи, смонтированных на воздушной линии электропередачи (далее — ВОЛС-ВЛ), кабельные линии связи, волоконно-оптические линии связи, радиорелейные линии связи (полукомплекты), устройства радиосвязи, устройства высокочастотной связи по воздушной линии электропередачи; канал ТЧ 0,3-3,4 кГц аналоговых систем передачи, основной цифровой канал со скоростью 64 кбит/с цифровых систем передачи плезиохронной цифровой иерархии, автоматические телефонные станции, диспетчерские коммутаторы, абонентские устройства (в том числе устройства регистрации диспетчерских служебных переговоров, поисковой громкоговорящей связи, часофикации, селекторных совещаний), устройства телемеханики, устройства бесперебойного питания, антенно-мачтовые сооружения;
здания и сооружения тепловых и гидравлических электростанций, электрических сетей;
гидротехнические сооружения тепловых и гидравлических электростанций.
2.1. Действие настоящих Правил не распространяется на:
устройства и комплексы релейной защиты и автоматики;
вторичные цепи и вспомогательную аппаратуру (реле, устройства, блоки питания), автоматические выключатели в цепях питания оперативным током и в цепях напряжения, микропроцессорные и электронные расцепители автоматических выключателей напряжением до 0,4 кВ, измерительные трансформаторы тока и напряжения, элементы приводов коммутационных аппаратов, высокочастотных каналов и схем отбора напряжения, функционально связанные с устройствами или комплексами релейной защиты и автоматики.
Организация, планирование, подготовка и проведение технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики и вторичного оборудования, указанного в абзаце третьем настоящего пункта, осуществляются в соответствии с правилами технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом «в» пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2022 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 34, ст. 5483)».
II. Основные положения организации технического обслуживания и ремонта
4. Организация ТОиР должна осуществляться субъектами электроэнергетики в отношении объектов электроэнергетики, принадлежащих им на праве собственности или ином законном основании, в соответствии с локальными нормативными актами субъектов электроэнергетики (далее — ЛНА), разрабатываемых в соответствии с настоящими Правилами и регламентирующих организацию технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики, порядок и правила взаимодействия лиц, осуществляющих ремонтную деятельность, и устанавливающих требования по:
выбору вида организации ремонта;
организации планирования, подготовки, проведения ремонта и приемки оборудования, зданий и сооружений из ремонта;
организации материально-технического обеспечения запланированного и непланового (аварийного) ремонта;
внутренней системе контроля ремонтной деятельности;
организации и координированию деятельности по поддержанию оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики в исправном техническом состоянии, в котором они соответствуют всем требованиям, установленным в ремонтной документации на них;
обеспечению соответствия отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и процессов ТОиР требованиям нормативной и технической документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил;
созданию и обеспечению функционирования системы управления ТОиР, в том числе систем контроля технического состояния и диагностирования оборудования и сооружений;
разработке стратегии и формированию условий, обеспечивающих ТОиР оборудования иностранной разработки или производства, в том числе газотурбинных установок, организациями, оказывающими услуги по ТОиР;
формированию и утверждению в установленные настоящими Правилами сроки перспективных, годовых планов ремонта оборудования, зданий и сооружений, а также обеспечению контроля за их выполнением;
финансированию ТОиР оборудования, зданий и сооружений;
обеспечению производственных процессов ТОиР нормативными, техническими, технологическими, организационно-распорядительными документами, их соблюдению, а также поддержанию в актуальном состоянии;
обеспечению контроля деятельности объектов электроэнергетики, в части выполнения на таких объектах требований законодательства Российской Федерации о промышленной безопасности, об экологической безопасности, об охране труда и о пожарной безопасности;
обеспечению контроля фактического технического состояния оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики с целью уточнения перечня работ и объемов ТОиР и сроков их выполнения;
проведению систематического анализа информации об авариях, повреждениях, отказах и дефектах оборудования, зданий и сооружений, выявляемых при эксплуатации и ТОиР, выполнению по результатам анализа мероприятий по повышению надежности работы оборудования и сооружений, с целью предотвращения их повторения;
созданию системы контроля качества производственных процессов ТОиР;
формированию требований и технических заданий на разработку конструкторской документации и технических условий на поставку оборудования, в том числе в части обеспечения выполнения требований по ремонтопригодности, поставке ремонтной документации и специальной технологической оснастки для проведения ТОиР;
обеспечению внесения в проектную документацию на новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектов электроэнергетики требований по ремонтопригодности энергоустановок, организации и механизации ремонта, наличию площадей для раскладки составных частей оборудования при ремонте, ремонтных площадок;
формированию аварийного запаса оборудования, запасных частей и материалов и обеспечению контроля за его наличием, расходованием и пополнением;
организации подготовки и повышения квалификации персонала, осуществляющего выполнение ТОиР.
5. При разработке ЛНА, указанных в абзаце 1 пункта 4 настоящих Правил, должно учитываться следующее:
б) продолжительность принятого вида организации ремонта должна составлять не менее 12 лет;
в) выполнение ремонта оборудования или его остановы для контроля технического состояния в соответствии с перспективными и годовыми планами в отношении всех видов организации ремонта должно планироваться субъектами электроэнергетики с учетом выполнения следующих условий:
планирование ремонта оборудования ТП ЛЭП, являющимися объектами диспетчеризации, субъектами электроэнергетики должно производиться в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2022, N 34, ст. 4677) (далее — Правила вывода в ремонт);
планирование ремонта оборудования электростанций и тепловых сетей, являющегося источником тепловой энергии, субъектами электроэнергетики должно производиться в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 06.09.2022 N 889 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 37, ст. 5009; 2022, N 34, ст. 4677) (далее — Правила вывода в ремонт источников тепловой энергии);
вывод в ремонт включенного в перечень объектов диспетчеризации субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оборудования электростанций, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, должно осуществляться по согласованию с органом местного самоуправления в соответствии с Правилами вывода в ремонт источников тепловой энергии и субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
г) выполнение работ по ТОиР следует производить при обязательной организационно-технической подготовке и обеспечении МТР и ремонтным персоналом, обладающим квалификацией соответствующей содержанию работ.
д) обеспечение для организации системы внутреннего контроля ремонтной деятельности:
учета оборудования, зданий и сооружений, указанных в пункте 2 настоящих Правил;
определения персонала, ответственного за внутренний контроль соблюдения субъектом электроэнергетики требований, предусмотренных настоящими Правилами;
устранения нарушений обязательных требований, установленных настоящими Правилами;
контроля и участия персонала, ответственного за внутренний контроль, в мероприятиях, проводимых субъектом электроэнергетики в соответствии с настоящими Правилами, и приостановку их выполнения при обнаружении нарушений до их устранения;
документирования проведения мероприятий внутреннего контроля, осуществление учета нарушений настоящих Правил и контроля их устранение.
7. Техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики состоит в выполнении комплекса технологических операций и организационных действий по поддержанию их работоспособности или исправности при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. Организация технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики должна осуществляться в соответствии с градостроительным законодательством Российской Федерации, законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности, о безопасности зданий и сооружений и в соответствии с ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил.
В отношении объекта электроэнергетики должны:
устанавливаться состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения по видам оборудования, по каждому зданию и сооружению;
назначаться исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала объекта электроэнергетики или лиц, привлеченных организаций -исполнителей ремонта;
обеспечиваться ведение на материальном носителе или в электронной форме журналов технического обслуживания по видам оборудования, по каждому зданию и сооружению, в которые следует вносить сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.
8. Ремонты, в зависимости от планирования, следует подразделять на плановые, неплановые и аварийные.
Плановый ремонт также следует подразделять на:
планово-предупредительный ремонт, который следует выполнять с периодичностью, установленной в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а объем ремонта должен определяться по типовому перечню ремонтных работ с учетом фактического технического состояния и включать выполнение дополнительных сверхтиповых ремонтных работ для устранения дефектов, выявленных в процессе эксплуатации (при наличии), и по результатам предыдущих# ремонта, установленных предписаниями органов государственного надзора (при наличии);
ремонт по техническому состоянию, представляющий собой ремонт, при котором контроль технического состояния оборудования следует выполнять с периодичностью и в объеме, установленными в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а объем и момент начала ремонта должны определяться результатами контроля технического состояния оборудования.
Неплановый ремонт не предусматривается годовым (месячным) графиком ремонта. Неплановый ремонт должен проводиться с целью устранения последствий неисправностей или дефектов, влияющих на нормальную и безопасную эксплуатацию, а также по результатам контроля технического состояния. Если для непланового ремонта требуется вывод из работы объекта диспетчеризации, то данный ремонт должен быть согласован с субъектом оперативно — диспетчерского управления.
Аварийные ремонты должны проводиться в случаях устранения последствий аварии на оборудовании для восстановления его работоспособности.
9. При организации планово-предупредительного ремонта в зависимости от объема выполняемых ремонтных мероприятий ремонты следует подразделять на текущие, средние или капитальные.
При капитальном ремонте оборудования, который выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному ресурса объекта с заменой или восстановлением любых его частей, может производиться полная разборка агрегата, ремонт базовых и корпусных деталей и узлов, замена или восстановление всех изношенных деталей и узлов на новые и более современные, сборка, регулирование и испытание агрегата. При проведении капитального ремонта оборудования не должно изменяться его функциональное назначение. Целью капитального ремонта оборудования является восстановление его технико-экономических характеристик до значений, близких к проектным.
При среднем ремонте оборудования выполняется восстановление исправности и частичное восстановление ресурса объекта с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния объекта в объеме, предусмотренном в документации.
Текущий ремонт оборудования выполняется для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса объекта с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния объекта в объеме, предусмотренном в документации.
10. Ремонт, в зависимости от типичности объемов и перечня выполняемых ремонтных работ, следует подразделять на типовой или сверхтиповой.
Типовой ремонт должен выполняться в соответствии с типовым перечнем и объемом ремонтных работ и характеризоваться единством содержания и последовательности технологических переходов для группы изделий с общими конструктивными и технологическими признаками.
Типовой перечень и объем ремонтных работ по конкретным типам (видам) оборудования объекта электроэнергетики по текущему, среднему и капитальному ремонту, бороскопической, средней и капитальной инспекции, инспекции тракта горячих газов должны утверждаться субъектом электроэнергетики самостоятельно и формироваться с учетом требований изготовителей оборудования, ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а также результатов анализа предыдущего ремонта и эксплуатации.
Для оборудования энергоблоков тепловых электростанций, ремонтным циклом которых установлена категорийность капитального ремонта, типовой перечень и объем ремонтных работ должны формироваться по каждой категории капитального ремонта, по среднему и текущему ремонту.
Необходимость в выполнении сверхтипового ремонта, не относящегося к типовому ремонту, выявляется в процессе эксплуатации и по результатам предыдущего ремонта и мероприятий, определенных в предписаниях органов государственного надзора или обусловленных требованиями вновь принимаемых нормативных документов.
11. Вид организации ремонта по техническому состоянию основного энергетического и электротехнического оборудования может применяться, если у субъекта электроэнергетики имеются:
ЛНА, устанавливающие периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять фактическое техническое состояние основного оборудования и его изменение в период до следующего выполнения контроля с учетом отзывов (предложений и рекомендаций) изготовителя оборудования и (или) экспертной организации, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации;
средства технического диагностирования и автоматизированная система контроля за техническим состоянием основного оборудования, представляющая программно-аппаратный комплекс, обеспечивающий процесс удаленного наблюдения и контроля за состоянием оборудования и (или) объекта (действующее оборудование), его диагностирование и прогнозирование изменения технического состояния на основе собранных данных (исторические данные о состоянии оборудования) и операционных данных, получаемых от систем сбора данных, установленных на оборудовании.
Решение о применении вида организации ремонта по техническому состоянию следует принимать при выполнении указанных в настоящем пункте условий, индивидуально по каждой единице основного оборудования, комиссией, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики с привлечением организаций-изготовителей оборудования и (или) экспертных организаций, аккредитованных в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.
12. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования, предназначенного для обеспечения работоспособности основного оборудования, и общестанционного оборудования, не относящегося к оборудованию энергоустановок электростанции и предназначенного для обеспечения ее работоспособности (функционирования), допускается в случае, если у субъекта электроэнергетики имеются:
ЛНА, устанавливающие периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять его фактическое техническое состояние по типам вспомогательного и общестанционного оборудования и его изменение в период до следующего выполнения контроля;
система контроля технического состояния вспомогательного и общестанционного оборудования, устанавливаемая локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики.
При выполнении указанных в настоящем пункте условий решение о применении организации ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования по техническому состоянию следует принимать индивидуально по каждому типу оборудования, установленного на объекте электроэнергетики, комиссией, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики.
13. Решение субъекта электроэнергетики о применении организации ремонта по техническому состоянию стационарных паровых и водогрейных котлов, для которых Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденных приказом Ростехнадзора от 25.03.2022 N 116 (зарегистрирован Минюстом России 19.05.2022, регистрационный N 32326), предусмотрен их планово-предупредительный ремонт, следует принимать и согласовывать в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности опасных производственных объектов.
14. Вид организации ремонта по техническому состоянию не может применяться в отношении следующих объектов ремонта:
по которым отсутствует ремонтная документация, указанная в пункте 17 настоящих Правил, устанавливающая периодичность, методы и объемы контроля технического состояния;
по которым установленные ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил, методы и объемы контроля технического состояния не позволяют определить фактическое техническое состояние и его изменение в период до следующего выполнения контроля;
гидроагрегатов, находящихся в эксплуатации по истечении срока службы, установленного организацией — изготовителем оборудования;
объектов, эксплуатируемых в зоне индивидуального ресурса продления безопасной эксплуатации;
газовых турбин газотурбинных и парогазовых установок;
основного оборудования энергоблоков, работающих на сверхкритических параметрах пара;
вновь вводимого основного оборудования, находящегося в опытной эксплуатации.
16. Особенности организации ремонта по техническому состоянию и условия, определяющие возможность его применения по основному, вспомогательному и общестанционному оборудованию тепловых и гидравлических электростанций, подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), ЛЭП, оборудованию подстанций (далее — ПС), СДТУ устанавливаются в соответствующих главах настоящих Правил.
17. Ремонтная документация должна включать:
нормативную документацию, включающую нормативные правовые акты, действие которых распространяется на объекты, в отношении которых осуществляются ремонты (далее — нормативная документация);
техническую документацию, к которой относятся проектная документация, конструкторская документация изготовителей оборудования (чертежи, инструкции по эксплуатации, заводские ремонтные документы, технические паспорта оборудования или сооружений объектов электроэнергетики), информационные сообщения и письма изготовителей оборудования (далее — техническая документация);
технологическую документацию, к которой относятся документы по технологическим процессам ремонта (маршрутные, операционные и технологические карты, технологические инструкции, рабочие программы), а также технологические инструкции изготовителей оборудования (далее — технологическая документация);
организационно-распорядительную документацию, к которой относятся документы по планированию, подготовке и выполнению ТОиР, а также учета и отчетности (планы, графики, программы ремонта, ведомости, протоколы, акты, годовые графики ремонта, разрабатываемые собственником и иным законным владельцем объектов электроэнергетики, утверждаемые субъектом электроэнергетики и (или) организацией — исполнителем ремонта и пересматриваемые с учетом опыта эксплуатации (далее — годовые планы — графики);
проект производства работ (далее — ППР), разрабатываемый организацией — исполнителем ремонта для подготовки и производства ремонта оборудования и состоящий из комплекта технических и организационно-распорядительных документов с обязательным включением в него главы «Требования безопасности при выполнении работ»;
документы, фиксирующие результаты выполнения ремонта составных частей оборудования и их техническое состояние до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия состояния отремонтированной составной части требованиям нормативной и технической документации (формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы, технические акты на скрытые работы), которые являются отчетными и подлежат представлению в комиссию по приемке оборудования из ремонта;
Если в процессе ремонтной деятельности выявлена необходимость в дополнительной к вышеуказанной ремонтной документации, субъект электроэнергетики вправе разработать и утвердить иную ремонтную документацию.
19. Субъекты электроэнергетики должны устанавливать по каждому типу (виду) оборудования конкретный состав ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, в соответствии с требованиями которой следует осуществлять ТОиР.
20. При отсутствии технических и (или) технологических документов, относящихся к ремонтной документации, субъект электроэнергетики должен обеспечить их утверждение в порядке и сроки, установленные гражданским законодательством Российской Федерации, законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, о техническом регулировании.
Для производства ТОиР в период, указанный в настоящем пункте, допускается применение рабочей конструкторской документации изготовителей оборудования (чертежи, заводские инструкции), технических актов общего назначения.
21. Допускается предоставление технической, технологической и иной документации при ТОиР зарубежного оборудования, закупленного до вступления в силу настоящих Правил, не в полном объеме при условии заключения долгосрочных договоров на сервисное обслуживание с организациями, уполномоченными на его осуществление.
22. При новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции объекта электроэнергетики субъекты электроэнергетики для целей осуществления технического обслуживания и ремонта оборудования, в том числе зарубежного, должны сформировать состав ремонтной документации, учитывающий положения пункта 17 настоящих Правил.
23. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить выполнение ТОиР оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики собственным ремонтным персоналом, включающим работников, выполняющих техническое обслуживание и ремонт, монтаж, наладку и испытание электрооборудования, и (или) привлекаемыми к выполнению ТОиР организациями-исполнителями.
25. Квалификация ремонтного персонала должна соответствовать требованиям установленным в ремонтной документации, в соответствии с которой следует производить выполнение ремонта.
26. Квалификация ремонтного персонала, выполняющего работы по ремонту объектов, на которые распространяются нормативные правовые акты Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и (или) нормативные требования по охране труда при эксплуатации электроустановок, должна соответствовать требованиям, установленным соответствующими документами, в том числе Положением об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным приказом Ростехнадзора от 29.01.2007 N 37 (зарегистрирован Минюстом России 22.03.2007, регистрационный N 9133), с изменениями, внесенными приказами Ростехнадзора от 05.07.2007 N 450 «О внесении изменений в «Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору» (зарегистрирован Минюстом России 23.07.2007, регистрационный N 9881), от 15.12.2022 N 714 «О внесении изменений в приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. N 37» (зарегистрирован Минюстом России 08.02.2022, регистрационный N 23166), от 19.12.2022 N 739 «О внесении изменения в Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденное приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. N 37» (зарегистрирован Минюстом России 05.04.2022, регистрационный N 28002) и от 30.06.2022 N 251 «О внесении изменений в Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденное приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. N 37» (зарегистрирован Минюстом России 27.07.2022, регистрационный N 38208).
27. Количество и квалификация ремонтного персонала в течение всего времени выполнения ремонта должны соответствовать требованиям, установленным в ремонтной документации, а также обеспечивать выполнение ремонтных работ в установленные графиком производства ремонтных работ сроки и требований к качеству выполнения работ, установленных в ремонтной документации.
28. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить технологическое оснащение объектов электроэнергетики для осуществления ТОиР, работоспособное и исправное состояние зарегистрированных подъемных сооружений, специальных грузозахватывающих приспособлений и технологической оснастки, поставляемой совместно с оборудованием, постов энергоносителей, ремонтных площадок для размещения узлов и деталей оборудования в процессе ремонта.
29. Номенклатура и количество машин, механизмов, оборудования, технологической оснастки и средств малой механизации, диагностирования и контроля организации — исполнителя ремонта должны соответствовать их номенклатуре и количеству, установленным в ремонтной документации, в соответствии с которой должно производиться выполнение ремонта.
30. Средства технологического оснащения, на которые распространяются требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.11.2022 N 533 (зарегистрирован Минюстом России 31.12.2022, регистрационный N 30992), с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12.04.2022 N 146 «О внесении изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утвержденные приказом Ростехнадзором от 12 ноября 2022 г. N 533″ (зарегистрирован Минюстом России 20.05.2022, регистрационный N 42197), должны соответствовать установленным в них требованиям.
31. До начала производства ремонтных работ субъект электроэнергетики должен обеспечить исправное техническое состояние средств технологического оснащения, диагностирования и контроля.
32. Количество средств технологического оснащения, диагностирования и контроля и их номенклатура в течение всего времени выполнения ремонта объекта должны обеспечивать производство ремонтных работ и их выполнение в установленные графиком производства ремонтных работ сроки.
34. Средства измерений (далее — СИ), применяемые при выполнении ремонтных работ, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.674-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями», утвержденного и введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 15.12.2009 N 1105-ст (Стандартинформ, 2022).
35. Применяемые СИ должны обеспечивать точность измерений, установленную в рабочей конструкторской и проектной документации, технических условиях на ремонт, технологической документации и методиках проведения измерений.
36. Применяемые при выполнении ремонтных работ СИ должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, созданный во исполнение Федерального закона N 102-ФЗ от 26.06.2008 «Об обеспечении единства измерений», иметь действующий паспорт и свидетельство о поверке или калибровке.
37. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить материально-техническими ресурсами (далее — МТР) планируемые объемы ТОиР оборудования, зданий и сооружений.
40. Субъект электроэнергетики должен производить контроль поступления на склады объектов электроэнергетики МТР для ремонта и обеспечивать проведение входного контроля поступивших МТР, условий их складирования и хранения, а также проверку соответствия поступивших МТР по качеству, номенклатуре и объемам.
41. Субъекты электроэнергетики должны создавать аварийный запас оборудования, запасных частей и материалов для устранения последствий аварий и технологических нарушений (отказов, неисправностей), возникающих в процессе эксплуатации с целью минимизации материального ущерба за счет сокращения времени обеспечения МТР, необходимыми для восстановительных или превентивных работ.
42. Состав и объем оборудования, запасных частей и материалов, включаемых в аварийный запас, должен устанавливаться субъектом электроэнергетики самостоятельно в утверждаемом им ЛНА на основании анализа данных по авариям и повреждаемости оборудования, имевших место в процессе его эксплуатации.
44. В процессе выполнения работ по ремонту, в том числе в случаях привлечения организаций — исполнителей ремонта, субъекты электроэнергетики должны обеспечивать соблюдение норм законодательства Российской Федерации об охране труда, в том числе Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 24.07.2022 N 328н (зарегистрирован Минюстом России 12.12.2022, регистрационный N 30593), с изменениями, внесенными приказом Минтруда России от 19.02.2022 N 74н «О внесении изменений в Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2022 г. N 328н» (зарегистрирован Минюстом России 13.04.2022, регистрационный N 41781), законодательства Российской Федерации о промышленной безопасности и о пожарной безопасности.
III. Требования к организации технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта оборудования, зданий и сооружений тепловых электростанций
46. Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования тепловых электростанций состоит в выполнении комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в эксплуатационной и ремонтной документации.
Операции по техническому обслуживанию должны проводиться на работающем или остановленном оборудовании.
В состав работ по техническому обслуживанию включаются следующие мероприятия:
обход по графику и визуальный контроль работающего оборудования для оценки его технического состояния и выявления дефектов;
контроль технического состояния оборудования с применением внешних средств контроля или диагностирования, включая контроль переносной аппаратурой зон нагрева, герметичности, вибрации, а также визуальный и измерительный контроль отдельных сборочных единиц оборудования при необходимости, определяемой технологической документацией, с его частичной разборкой;
замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных фильтров и отстойников, трубных досок конденсаторов и маслоохладителей;
осмотр и проверка механизмов управления, подшипников, приводов арматуры, подтяжка сальников, регулировка обдувочных, дробеструйных, газо- и пневмоимпульсных, ультразвуковых и электроимпульсных аппаратов;
обдувка поверхностей нагрева, устранение зашлакований, присосов, пылений, парений, утечек воды, масла, водорода, азота, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок;
ревизия, чистка и замена элементов щеточно-контактных аппаратов генераторов и электродвигателей;
очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала;
контроль исправности информационно-измерительных систем и СИ, включая их калибровку;
наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов;
проверка (испытания) на исправность (работоспособность) оборудования, выполняемая с выводом оборудования из работы или на работающем оборудовании;
устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля состояния, проверки (испытаний) на исправность (работоспособность);
осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.
47. Периодичность и объем технического обслуживания оборудования и запасных частей, находящихся на хранении на тепловых электростанциях, в том числе централизованного запаса, должны устанавливаться ЛНА субъекта электроэнергетики.
49. Если на объекте электроэнергетики ЛНА не установлен вид организации ремонта по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.
50. Планово-предупредительный ремонт должен предусматривать вывод в ремонт оборудования в соответствии с требованиями настоящих Правил и требованиями ремонтной документации.
51. Планово-предупредительный ремонт применяется к следующим объектам:
основное оборудование тепловых электростанций (паровой котел, котел-утилизатор, паровая турбина, газовая турбина, турбогенератор, трансформатор);
вспомогательное и общестанционное оборудование;
установка (котельная, паротурбинная, газотурбинная, генераторная, трансформаторная), включающая основное оборудование и обеспечивающее его работу вспомогательное оборудование, предназначенные для производства, преобразования и передачи тепловой или электрической энергии.
54. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта должен быть установлен субъектом электроэнергетики в соответствии с требованиями настоящих Правил.
55. Проведение планового ремонта должно совмещаться по срокам проведения с работами по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования.
56. Капитальный ремонт технических устройств (оборудования), применяемых на опасных производственных объектах, должен производиться в соответствии с нормами Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2022, N 11, ст. 1540) (далее — Закон о промышленной безопасности) и Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденными приказом Ростехнадзора от 25.03.2022 N 116 (зарегистрирован Минюстом России 19.05.2022, регистрационный N 32326).
57. В отношении всех видов организации ремонта субъекты электроэнергетики должны планировать ремонты основного, вспомогательного, общестанционного энергетического оборудования электростанций с учетом необходимости выполнения следующих критериев:
обеспечение возможного сокращения суммарного годового ремонтного периода;
обеспечение планирования ремонта в части объемов ремонтного снижения мощности, состава и параметров оборудования с учетом особенностей различных погодных периодов года и периода паводка;
обеспечение возможного сокращения суммарного годового ремонтного снижения мощности, обусловленного ремонтом вспомогательного, общестанционного оборудования и сооружений, в том числе минимизации времени нахождения оборудования в вынужденном простое, путем совмещения проведения указанного ремонта по времени с ремонтом соответствующего основного оборудования;
совмещение ремонта котельного оборудования, работающего на главный паропровод очереди электростанции, с ремонтом генерирующего оборудования той же очереди для тепловых электростанций с поперечными связями по пару.
61. Ремонтный цикл, виды и продолжительность ремонта энергоблоков 150 — 1200 МВт установлены по каждой мощностной группе с учетом вида сжигаемого топлива и конструктивных особенностей паровых котлов, входящих в состав энергоблоков, и приведены в приложении N 1 к настоящим Правилам.
Ремонтный цикл, устанавливающий календарный межремонтный период, периодичность и продолжительность ремонта, рассчитан на основе межремонтного ресурса энергоблоков, определенного из условия ежегодной наработки (рабочего времени), равной 6800 часам. Величина наработки соответствует оптимальной загрузке энергоблоков, принятой при разработке технико-экономических нормативов системы ППР.
Продолжительность каждого вида ремонта должна исчисляться в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни. Продолжительность следует принимать исходя из условия выполнения перечня типовых работ типового ремонта по графику выполнения ремонтных работ в две смены.
В случае изменения характеристик и видов сжигаемого топлива по сравнению с проектным видом топлива, которое учтено при разработке нормативного межремонтного ресурса и формировании ремонтного цикла, субъект электроэнергетики в течение 1 года с возможным привлечением изготовителей основного оборудования энергоблока или экспертных организаций, аккредитованных в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации, должен произвести корректировку перечня ремонтных работ по видам типового ремонта, сформировать обосновывающие документы по величине нового нормативного межремонтного ресурса и структуры ремонтного цикла.
62. При разработке перспективного плана и годового графика ремонта оборудования должны учитываться следующие условия:
первый капитальный ремонт после монтажа энергоблоков и установок, ранее не эксплуатируемых на объектах электроэнергетики, планируется на период, определяемый требованиями организаций-изготовителей оборудования. Сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от фактического технического состояния оборудования, контролируемого в процессе эксплуатации;
первый капитальный (средний) ремонт после монтажа энергоблоков и установок, ранее эксплуатируемых на объектах электроэнергетики, планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных в настоящих Правилах, если иное не установлено требованиями организаций-изготовителей оборудования;
ремонт корпусов котлов дубль-блоков планируется с одновременным остановом и пуском обоих корпусов или со сдвигом останова и пуска одного из корпусов, определяемым технологией ремонта и условиями эксплуатации;
ремонт общестанционного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности электростанции, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.
68. Перспективный план ремонта ежегодно должен пересматриваться со смещением периода планирования на один год и с корректировкой и уточнением ранее утвержденных показателей плана, при этом следует производить уточнение календарной продолжительности ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы энергоблоков или установок за истекший год планируемого периода и результатов контроля технического состояния оборудования.
70. В случаях если годовым графиком ремонта предусматривается производство в плановый ремонт (капитальный, средний или текущий) объемов ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта установки более нормативной, решение о продолжительности ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
71. В случаях если по результатам испытаний, диагностирования, контроля и других проведенных исследований по определению фактического технического состояния основного оборудования выявлена необходимость проведения капитального ремонта установки с межремонтным ресурсом меньше нормативного межремонтного ресурса, решение о включении в годовой график следующего года этого ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При этом исчисление нормативного межремонтного ресурса начинается с момента окончания капитального ремонта.
74. Годовые (месячные) планы ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования должны разрабатываться с учетом годовых (месячных) графиков ремонта основного оборудования и утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
75. Состав организационно-технических мероприятий по подготовке оборудования к ремонту и сроки их выполнения должны устанавливаться в планах подготовки к ремонту оборудования.
77. Одновременно с разработкой годового графика ремонта основного оборудования и годового плана ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования должны составляться ведомости планируемых работ по ремонту установок и оборудования (далее — ведомость планируемых работ по ремонту), рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 9 к настоящим Правилам.
80. Ремонтная документация, предоставляемая субъектом электроэнергетики организации — исполнителю ремонта, должна включать в себя:
а) конструкторскую и технологическую документацию на специализированные работы по ремонту оборудования и его составных частей, выполнение которых требует разработки организацией — исполнителем ремонта технологии и специальной оснастки для производства этих работ;
б) утвержденную ведомость объема ремонтных работ, включая объем работ по контролю и обследованию металла, конструкторскую и технологическую документацию на все предусматриваемые при ремонте конструктивные изменения узлов и систем оборудования, не требующие специальной подготовки и оснастки для их выполнения;
в) проектную, технологическую и организационно-распорядительную документацию, в том числе: план размещения узлов и крупных деталей ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей и документацию, установленную договором на выполнение ремонтных работ между субъектом электроэнергетики и организацией-исполнителем ремонта;
г) документы о ранее выполненных ремонтах оборудования, данные результатов мониторинга и оценки фактического технического состояния и данные по отказам оборудования в процессе эксплуатации;
д) данные по результатам доремонтных испытаний оборудования.
81. Не позднее, чем за 20 дней до начала ремонта:
1) субъект электроэнергетики, организации — исполнители ремонта должны провести совместные проверки выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту, результаты которых оформить актами, фиксирующими выполнение этих работ;
2) каждая организация — исполнитель ремонта, участвующая в ремонте должна:
определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
назначить ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования;
назначить руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с перечнем и объемом работ, принятыми по договору;
назначить лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;
3) субъект электроэнергетики назначает ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение, а также передает организации — исполнителю ремонта перечень скрытых работ с указанием ответственных лиц за их комиссионную приемку в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ.
83. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта комиссии, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики, следует производить проверку готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки) с составлением акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 21 к настоящим Правилам.
84. В случае принятия комиссией решения о неготовности электростанции к ремонту срок начала ремонта, его продолжительность и объем ремонтных работ должны определяться субъектом электроэнергетики в порядке, установленном пунктом 73 настоящих Правил.
85. До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями и правилами внутреннего распорядка.
87. Временем начала ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от основного и общестанционного оборудования, считается время вывода в ремонт, установленное начальником смены электростанции.
88. Вывод в ремонт установки должен производиться в соответствии с месячным графиком ремонта основного оборудования с разрешения субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Указанная программа должна предусматривать:
проведение эксплуатационных доремонтных испытаний по специальной программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающих порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых электростанциях.
Испытания должны проводиться не ранее чем за месяц и не позднее, чем за 5 дней до вывода в ремонт.
Для установок, по которым отдельные параметры технического состояния могут быть определены только после вывода установки в ремонт, предремонтные эксплуатационные испытания должны быть завершены не позднее 10 дней с начала ремонта.
Результаты испытаний должны заноситься в ведомости параметров технического состояния установок (оборудования), рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях NN 10 — 18 к настоящим Правилам;
уборку установки снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов, газо- и воздухопроводов, пылепроводов в пределах установки) от пыли, золы и мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов (окончательная уборка котлоагрегатов, работающих на пылеугольном топливе, должна производиться после останова с разборкой электросхем оборудования);
срабатывание топлива в бункерах котла при его останове, обдувку поверхностей нагрева и стряхивание электродов электрофильтров. Зола и шлак из бункеров и леток должны быть спущены в каналы системы гидрозолоудаления и удалены на золоотвал;
принудительное расхолаживание паровых турбин при останове и промывку проточной части турбины под нагрузкой, необходимость которой должна определяться по результатам доремонтных испытаний.
89. После останова оборудования в ремонт персонал электростанции должен:
произвести все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ в соответствии с требованиями охраны труда и федеральными нормами и правилами в сфере промышленной безопасности. Отключения должны производиться согласно программе и графику, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При выполнении операций по отключению персонал электростанции должен обеспечить возможность начала ремонтных работ на узлах и системах установки в сроки, предусмотренные графиком выполнения ремонтных работ;
выдать общий наряд-допуск (наряд-допуск) на ремонт оборудования и обеспечить функционирование системы допуска производственного персонала организации — исполнителя ремонта на рабочие места в течение всего срока выполнения ремонтных работ;
установить режим работы подразделений обеспечения (в том числе центральных ремонтных мастерских, компрессорных, газогенераторных и кислородных станций, складов, лабораторий), а также грузоподъемных и транспортных средств (в том числе кранов, лифтов) в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
выполнить подключение электроприводов механизмов и инструмента, средств электросварки и термообработки к электросборкам в сроки согласно заявкам временных подключений и графику выполнения ремонтных работ;
передать на период выполнения ремонта штатную технологическую оснастку, специальные съемные грузозахватные приспособления и такелаж, полученные совместно с оборудованием от его изготовителей;
организовать выполнение поэтапных, поузловых и предпусковых испытаний, различных видов контроля, предусмотренных нормативной и технологической документацией на ремонт конкретных видов (типов) оборудования.
90. Ответственные представители субъекта электроэнергетики, назначенные в соответствии с пунктом 81 настоящих Правил должны:
участвовать в проведении входного контроля применяемых при ремонте материалов и запасных частей;
осуществлять организацию контроля персоналом электростанции за ходом ремонта и проверок качества выполнения ремонтных работ, не вмешиваясь в деятельность организаций исполнителей ремонта;
участвовать в дефектации оборудования, основных узлов оборудования;
определять по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом должна составляться ведомость дополнительных работ по ремонту и протокол исключения работ, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 19, N 20 к настоящим Правилам соответственно;
оформлять совместно с организациями — исполнителями ремонта акт дефектации оборудования и акт о выявленных дефектах оборудования, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 22 и N 23 к настоящим Правилам соответственно;
решать вопрос о необходимости замены некоторых материалов для ремонта и составить акт об использовании для ремонта материалов — заменителей, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 24 к настоящим Правилам;
по завершении ремонта составить ведомость выполненных работ по ремонту, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 25 к настоящим Правилам;
принимать предъявляемые к сдаче отремонтированные узлы и отремонтированное оборудование в целом и контролировать его опробование.
Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления комиссии по приемке должно проводиться персоналом электростанции в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, правилами охраны труда, правилами пожарной безопасности под непосредственным руководством ответственного руководителя электростанции, в ведении которого находится опробуемое оборудование, при обязательном участии организации — исполнителя ремонта.
По результатам опробования (испытаний) оборудования должны составляться отчетные документы, перечень которых устанавливается субъектом электроэнергетики и направляется организации — исполнителю ремонта.
91. Субъект электроэнергетики вправе вмешаться в производство работ, выполняемых организацией — исполнителем ремонта, если последняя:
своими действиями вызвала угрозу нарушения нормальной эксплуатации действующего оборудования, нарушает правила охраны труда, обязательные требования, установленные нормативными правовыми актами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, правилами пожарной безопасности;
выполняет работы с нарушением согласованного графика выполнения ремонтных работ (окончание работ в срок оказывается под угрозой);
допустила и не устранила дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами, и не произвела приемку скрытых работ с участием ответственных представителей субъекта электроэнергетики;
не выполняет требования ремонтной документации.
94. В случаях если выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики совместно с организациями — исполнителями ремонта должен принимать технические решения о сроках и порядке устранения дефектов оборудования. Сроки выполнения мероприятий по каждому техническому решению не должны превышать 12 месяцев с момента их принятия, кроме случаев требующих получения соответствующего согласования организации — изготовителя оборудования или аккредитованной экспертной организации в порядке, установленном законодательством Российской Федерации об аккредитации.
99. Организации — исполнителю ремонта необходимо представить комиссии по приемке документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:
ведомость выполненных работ по ремонту;
протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;
формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы и иные документы, характеризующие (фиксирующие) техническое состояние составных частей оборудования до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия отремонтированных составных частей требованиям нормативно-технической документации;
результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;
протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в энергоустановку;
акты приемки скрытых работ;
акты приемки на чистоту рабочих мест после выполнения ремонтных работ;
документы по выполнению ремонта, установленные договором на выполнение ремонта, заключенным между субъектом электроэнергетики и организацией — исполнителем ремонта.
Документация предъявляется комиссии по приемке не позднее, чем за 2 дня до окончания ремонта. Перечень документации, указанный в настоящем пункте Правил, должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
102. Испытания должны проводиться по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики, согласованной с субъектом оперативно-диспетчерского управления.
Программа приемо-сдаточных испытаний должна включать:
на этапе пуска — порядок проведения испытаний вспомогательных систем и оборудования установки, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний и особые указания (при наличии);
на этапе испытаний под нагрузкой — перечень режимов и контролируемых параметров, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний.
Программа приемо-сдаточных испытаний должна соответствовать Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 19.06.2003 N 229 (зарегистрирован Минюстом России 20.06.2003, регистрационный N 4799) (далее — ПТЭ) и инструкциям по эксплуатации оборудования.
103. По результатам контроля установки, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа документации, составленной в соответствии с пунктом 100 настоящих Правил, комиссия по приемке должна установить возможность пуска установки.
104. Пуск установки должен производиться по разрешению (распоряжению) технического руководителя субъекта электроэнергетики и выполняться эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.
107. Оборудование объекта электроэнергетики, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов.
110. Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного останова, то комиссии по приемке следует принять решение о приемке из ремонта энергоустановки.
112. Приемка из ремонта составных частей основного оборудования и оборудования установки, входящего в установку, должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 26 к настоящим Правилам.
Акт приемки из ремонта оборудования должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Акт приемки из ремонта оборудования должен составляться на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, группы отдельных видов оборудования, входящих в установку, или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одной ремонтной организацией, ее подразделением или подразделением электростанции.
К акту приемки из ремонта оборудования, входящего в установку, должны прилагаться протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно субъектом электроэнергетики и организацией — исполнителем ремонта и отражающие:
перечень выполненных плановых работ;
перечень работ, выполненных сверх запланированных объемов;
перечень невыполненных работ, предусмотренных согласованной ведомостью планируемых работ, и причины их невыполнения;
перечень предписаний органов государственного надзора, циркуляров, а также информационных сообщений организаций-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;
перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонений.
Сведения, перечисленные в абзаце 4 настоящего пункта настоящих Правил, должны указываться в ведомости дополнительных работ по ремонту, протоколе исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту, акте готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки), акте дефектации оборудования, акте о выявленных дефектах оборудования, акте об использовании для ремонта материалов — заменителей, ведомости выполненных работ по ремонту, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях NN 19 — 25 к настоящим Правилам, а также в других документах по согласованному решению субъекта электроэнергетики и организации — исполнителя ремонта.
Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается организации — исполнителю ремонта по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акт приемки оборудования установки. На основании этих оценок организации — исполнителю ремонта устанавливается итоговая оценка качества за весь выполненный ей объем работ по установке и приводится в том же акте.
113. Приемка из ремонта установки должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 27 к настоящим Правилам.
114. Акт приемки из ремонта установки и входящего в нее оборудования должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики в течение 5 дней после окончания приемо-сдаточных испытаний.
115. После окончания приемо-сдаточных испытаний начинается подконтрольная эксплуатация отремонтированного оборудования, которая завершается через 30 календарных дней с момента включения оборудования под нагрузку.
118. По результатам подконтрольной эксплуатации должны оформляться ведомости параметров технического состояния установок и оборудования, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 10 — 18 к настоящим Правилам.
123. Оценка «соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением» должна устанавливаться при невыполнении хотя бы одно# из требований, указанных в пункте 122 настоящих Правил, но при этом дальнейшая эксплуатация оборудования в соответствии с требованиями ПТЭ возможна.
124. Оборудование, отремонтированное с оценкой «соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением», допускается в эксплуатацию со сроком дальнейшего использования, определяемым комиссией по приемке, при этом субъект электроэнергетики должен разработать план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установить сроки его выполнения.
125. Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварии или работа оборудования на каких-либо режимах характеризуется отклонением от допустимых параметров и дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкций по эксплуатации невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов составляет 5 и более суток, оборудование выводится в ремонт, при этом качеству отремонтированного оборудования должна устанавливаться оценка «не соответствует требованиям ремонтной документации». После проведения ремонта для устранения дефектов должна производиться повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливаться новая оценка качества отремонтированного оборудования.
126. Оценка качества должна устанавливаться по каждому виду отремонтированного оборудования, включенного в акты приемки из ремонта в соответствии с пунктами 112, 113 настоящих Правил.
127. Оценка качества отремонтированной установки должна устанавливаться по оценке качества основного оборудования с учетом оценок качества, установленных по вспомогательному оборудованию, которое может ограничить мощность, экономичность и надежность установки в целом в процессе последующей эксплуатации.
128. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна устанавливаться организации-исполнителю ремонта на основании выполнения требований, предусмотренных пунктом 130 настоящих Правил.
129. Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично;
хорошо;
удовлетворительно;
неудовлетворительно.
Оценка «отлично» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в пункте 130 настоящих Правил.
Оценка «хорошо» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 130 настоящих Правил, и выполнении более половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 130 настоящих Правил.
Оценка «удовлетворительно» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 130 настоящих Правил, и выполнении менее половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 130 настоящих Правил.
Оценка «неудовлетворительно» должна устанавливаться при невыполнении одного или более требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 130 настоящих Правил, вне зависимости от выполнения требований, указанных в абзацах #шестого по одиннадцатый пункта 130 настоящих Правил.
130. Требования к оценке качества выполненных ремонтных работ:
выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;
отсутствие увеличения сроков продолжительности ремонта, вызванного выполнением ремонтных работ организацией — исполнителем ремонта;
отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования «соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением» и «не соответствует требованиям ремонтной документации», связанных с выполнением ремонтных работ организацией — исполнителем ремонта;
отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной эксплуатации из-за организации — исполнителя ремонта за исключением необходимости остановов, предусмотренных в пункте 117 настоящих Правил;
наличие комплекта ремонтной документации;
применение технологической оснастки, приспособлений и инструментов, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;
соответствие выполненных технологических операций, включая контрольные, требованиям технологической документации;
проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;
наличие комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту;
отсутствие нарушений правил охраны труда, норм и требований пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.
132. В случае необходимости, определяемой субъектом электроэнергетики по результатам подконтрольной эксплуатации, изменения предварительной оценки качества, соответствующая информация доводится в течение трех рабочих дней с даты окончания подконтрольной эксплуатации до организации — исполнителя ремонта с обязательным указанием причин изменения оценки качества и приглашением представителей указанных организаций — исполнителей ремонта для принятия согласованного решения.
133. Пожарная безопасность характеризуется выполнением требований нормативных правовых актов и правил в области обеспечения пожарной безопасности, а также других нормативных и технических документов, в которых установлены нормы и требования пожарной безопасности.
135. Оценка «соответствует требованиям правил пожарной безопасности» должна устанавливаться при соблюдении норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования и процессов выполнения организацией — исполнителем ремонта ремонтных, сварочных и огнеопасных работ.
139. Для организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного и общестанционного оборудования тепловых электростанций, субъект электроэнергетики должен обеспечить выполнение требований пунктов 12, 13, 14, 15 настоящих Правил.
144. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта основного оборудования ежегодно дорабатывается со смещением периода планирования на один год с корректировкой по результатам контроля технического состояния.
147. Подготовка к ремонту по техническому состоянию основного оборудования должна производиться в соответствии с пунктами 75 — 85 настоящих Правил.
148. Вывод в ремонт и производство ремонта по техническому состоянию основного оборудования должны производиться в соответствии с пунктами 86 — 94 настоящих Правил.
149. Приемка из ремонта и оценка качества ремонта по техническому состоянию основного оборудования должны производиться в соответствии с пунктами 95- 137 настоящих Правил.
150. Техническое обслуживание зданий и сооружений тепловых электростанций должно предусматривать выполнение следующего комплекса мероприятий по надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений и их инженерных систем, своевременному устранению отдельных дефектов:
контроль соблюдения требований ПТЭ, направленных на сохранение несущей способности и эксплуатационных свойств строительных конструкций;
технические осмотры и обследования производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам;
наблюдение за осадками зданий и сооружений;
контроль соблюдения режима эксплуатации, предусмотренного проектной документацией (вибрационные нагрузки, вентиляции, температурно-влажностный режим), контроль предотвращения перегрузок элементов кровли и перекрытий;
наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;
наблюдение за режимом подземных вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов технологическими водами из водонесущих коммуникаций промышленной площадки объекта электроэнергетики;
поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных вод;
очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;
контроль состояния антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;
выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;
выполнение мероприятий по подготовке к эксплуатации в весенне-летний пожароопасный период, в отопительный сезон, период половодья и паводка.
151. Техническое обслуживание зданий и сооружений тепловых электростанций должно осуществляться субъектами электроэнергетики в соответствии с ПТЭ и ЛНА субъектов электроэнергетики.
153. В целях проведения технического обслуживания, а также ведения соответствующей технической документации субъектом электроэнергетики назначаются ответственные работники за безопасную эксплуатацию и надзор за зданиями и сооружениями тепловых электростанций.
154. Для обеспечения контроля за ходом выполнения работ по техническому обслуживанию субъектом электроэнергетики организуется их учет, форму которого должен установить технический руководитель субъекта электроэнергетики. Субъект электроэнергетики вносит в техническую документацию по техническому обслуживанию сведения, отражающие техническое состояние зданий и сооружений на данный момент времени и нарушения, допущенные в процессе их эксплуатации, отмечают все мероприятия по техническому обслуживанию, в том числе проводимые по устранению выявленных нарушений, указывают намеченные и фактические сроки реализации мероприятий и ответственных за их выполнение работников.
155. Проведение технического обслуживания зданий и сооружений тепловых электростанций, а также ведение технической документации контролируются работниками, ответственными за эксплуатацию и надзор за зданиями и сооружениями, определяемыми субъектом электроэнергетики.
156. Система ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций представляет собой совокупность организационных и технических мероприятий по восстановлению технического состояния зданий и сооружений, их конструктивных элементов и инженерного оборудования в сроки, установленные ремонтной документацией, с целью обеспечения их исправного состояния, надежной эксплуатации, предупреждения преждевременного износа.
158. Капитальный ремонт зданий, строений и сооружений тепловых электростанций должен производиться в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 1, ст. 16; 2022, N 31, ст. 4829) (далее — Градостроительный кодекс Российской Федерации), а также требованиями Федерального закона от 30.12.2009 N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 1, ст. 5; 2022, N 27, ст. 3477).
Капитальный ремонт зданий и сооружений, которые идентифицированы в составе опасных производственных объектов, должен производиться с учетом требований Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2022, N 11, ст. 1540).
160. Перспективные планы и годовые графики ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъекты электроэнергетики должны разрабатываться в сроки, аналогичные срокам разработки перспективных планов и годовых графиков ремонта оборудования электростанций, установленных в пунктах 73, 218 настоящих Правил и оборудования ПС и ЛЭП, установленных в пункте 391 настоящих Правил.
161. В случаях если планируемое выполнение ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций приводит к снижению располагаемой мощности электростанции, годовые и месячные графики ремонта согласовывается субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке, установленном Правилами вывода в ремонт.
163. Годовое планирование ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должно производиться в соответствии с перспективным планом с учетом фактического технического состояния объектов электроэнергетики. При этом в годовой график могут вноситься изменения по отношению к показателям перспективного плана.
166. В случаях если годовым графиком ремонта предусматриваются производство в капитальный ремонт объема ремонтных работ, требующего для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта дымовых труб, газоходов и градирен более установленной в приложении N 35 к настоящим Правилам, решение о продолжительности ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
167. В случаях если по результатам технического контроля и комплексных обследований по определению фактического технического состояния производственных зданий или сооружений тепловых электростанций выявлена необходимость проведения капитального ремонта в более ранние сроки, чем сроки, определенные приложениями N 32 и N 33 к настоящим Правилам, решение о включении в годовой график соответствующего ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
168. При выводе дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанного с ограничением мощности тепловой электростанции, должны разрабатываться технические решения по переключению основного оборудования на другие сооружения или по установке на период ремонта временных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограничение мощности.
169. Текущий ремонт зданий и сооружений тепловых электростанций должен производиться круглогодично согласно годовому графику, утверждаемому техническим руководителем субъекта электроэнергетики, на основании результатов контроля их технического состояния.
170. Состав организационно-технических мероприятий и сроки их выполнения должны устанавливаться в годовых планах подготовки к ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций.
171. Субъект электроэнергетики должен разработать годовой план подготовки к ремонтам после утверждения годового графика ремонта зданий и сооружений с утверждением его техническим руководителем субъекта электроэнергетики до конца года, предшествующего планируемому.
172. Подготовка к капитальному ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций может быть начата в году, предшествующему планируемому, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
175. Уточнение перечня и объема ремонтных работ должно быть завершено до начала ремонта. Произведенные уточнения следует вносить в ведомость планируемых работ по ремонту, которая должна утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
176. С учетом составленных ведомостей объемов работ по ремонту конкретных зданий и сооружений тепловых электростанций субъект электроэнергетики должен обеспечить формирование проектной документации.
177. Проектная документация капитального ремонта должна разрабатываться в соответствии с Положением о составе разделов проектной документации и требованиями к их содержанию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 N 87 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 8, ст. 744; 2022, N 38, ст. 5619).
178. Субъект электроэнергетики должен определять перечень зданий и сооружений, тепловых электростанций для выполнения капитального ремонта, проектная документация которых разрабатывается с проведением экспертизы промышленной безопасности согласно Закону о промышленной безопасности.
180. За 20 дней до начала ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций:
а) представители субъекта электроэнергетики и организаций — исполнителей ремонта должны провести совместную проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту.
б) каждая организация — исполнитель ремонта, участвующая в ремонте, должна:
определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов, систем зданий, сооружений в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
назначить руководителей работ по ремонту отдельных узлов, систем зданий, сооружений в соответствии с перечнем и объемом работ, установленным договором на выполнение ремонтных работ;
назначить работников, ответственных за охрану труда и обеспечение МТР;
проверить квалификацию (удостоверения) всего персонала, привлеченного к выполнению ремонта зданий и сооружений на право выполнения работ.
в) субъект электроэнергетики должен назначить ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем зданий и сооружений, а также назначить работников, ответственных за обеспечение МТР.
182. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций комиссии, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики, следует производить проверку готовности электростанции к капитальному ремонту здания, сооружения с составлением соответствующего акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 39 к настоящим Правилам.
По зданиям и сооружениям, капитальный ремонт которых связан с ограничением мощности электростанции, акт готовности должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики, по другим объектам капитального ремонта — лицом, назначенным субъектом электроэнергетики.
При установлении комиссией неготовности подразделения к ремонту здания или сооружения вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решается субъектом электроэнергетики.
183. До начала ремонтных работ все члены производственных бригад должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.
184. В целях проведения ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъект электроэнергетики должен:
обеспечить готовность зданий и сооружений к ремонту;
обеспечить подготовку разрешений на производство работ в зоне воздушных линий электропередачи и связи, проезжей части городских дорог, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных коммуникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремонту, закрытие уличных проездов, отвод участка для отсыпки строительного мусора; необходимость в оформлении упомянутых разрешений должна устанавливаться на основании проектной документации и ППР;
выдать наряд-допуск на ремонт собственным ремонтно-строительным подразделениям, а привлекаемым подрядным организациям — акт-допуск;
обеспечить допуск ремонтного персонала в зону ремонта;
обеспечить в соответствии с ремонтной документацией временный перенос ЛЭП, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения, пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, освобождение приобъектной территории от временных строений, выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлоконструкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонтных работ;
выполнить отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта дымовых труб и градирен;
при ремонтных работах по наружной поверхности дымовых труб, несущих на стволах подвески ЛЭП, осуществить снятие напряжения, если ППР не предусмотрена возможность выполнения работ без снятия напряжения;
выполнить мероприятия по технике безопасности и охране труда в соответствии с ППР;
осуществить в процессе ремонта строительный контроль и контроль соответствия перечня, объема и стоимости выполненных работ проектной документации ППР, соответствия материалов, изделий, конструкций государственным стандартам и техническим условиям без вмешательства в хозяйственную деятельность организации — исполнителя ремонта;
произвести приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями выполненных ремонтных работ с составлением акта освидетельствования конструкции (элемента) здания, сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 40 к настоящим Правилам;
принять после ремонта здания и сооружения.
185. Организация — исполнитель ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должна:
выполнить работы по ремонту зданий и сооружений в соответствии с утвержденной проектной документацией, ППР (разрешается применение типовых ППР, типовых технологических карт с привязкой к месту выполнения работ);
обеспечить с начала производства работ оформление наряд-допуска, выдачу заданий производителям работ и бригадирам, контроль выполнения производителями ремонта требований проекта ремонта, ППР, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности, правил по охране труда, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, строительный контроль за качеством применяемых материалов и выполняемых работ;
обеспечить сдачу по акту скрываемых последующими работами или конструкциями выполненных ремонтных работ, известить субъект электроэнергетики о готовности сетей к присоединению, сдаче отремонтированных объектов электроэнергетики.
186. В процессе ремонта субъект электроэнергетики или организация — исполнитель работ должны не допускать отклонения от проектной документации, а также обеспечить контроль качества строительных и монтажных работ.
187. Приемка выполненных работ по текущему ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций должна осуществляться персоналом субъекта электроэнергетики с участием представителей организации — исполнителя ремонта.
188. Приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта должна осуществляться комиссией по приемке, назначаемой субъектом электроэнергетики, при участии ответственных представителей организации — исполнителя ремонта.
189. Комиссия по приемке должна производить контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного здания или сооружения тепловых электростанций и качество выполненных ремонтных работ.
При приемке зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта комиссии по приемке должна быть представлена проектная документация, исполнительные чертежи, ведомость дефектов и объемов работ, журналы производства работ, акты скрытых работ, акты выполненных работ.
При сдаче зданий и сооружений тепловых электростанций из текущего ремонта должна быть представлена документация в соответствии с приложениями N 37, N 38, N 41 к настоящим Правилам.
190. Результаты приемки из ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должны оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 41 к настоящим Правилам.
191. Приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта разрешается только после выполнения всех работ, предусмотренных проектом или сметами на ремонт зданий и сооружений в целом или его очередей.
192. Запрещается приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта с дефектами и невыполненными проектными решениями.
193. Оценка качества ремонтных работ должна производиться субъектом электроэнергетики в процессе производства ремонтных работ и при приемке здания или сооружения из ремонта в порядке, аналогичном оценке качества строительных работ.
194. При оценке качества выполнения ремонтных работ зданий и сооружений тепловых электростанций следует руководствоваться утвержденной проектной документацией и строительными нормами и правилами по соответствующим видам работ.
195. Техническая документация по выполненным работам и акты приемки отремонтированных зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта должны храниться у субъекта электроэнергетики.
IV. Требования к организации планирования, подготовки, производства технического обслуживания, ремонта и приемки из ремонта оборудования, зданий и сооружений гидроэлектростанций
198. В состав работ по техническому обслуживанию гидроагрегатов включаются следующие мероприятия:
обход по графику и технический осмотр работающего оборудования для контроля его технического состояния и выявления дефектов;
контроль технического состояния оборудования с применением стационарных и переносных средств контроля или диагностирования, включая контроль температурного режима, вибрации, герметичности, а так же визуальный и измерительный контроль оборудования;
протирка смотровых стекол, чистку масляных, воздушных и водяных фильтров и отстойников;
осмотр и проверка подшипников, механизмов управления, приводов запорной и регулирующей арматуры, подтяжку сальников;
очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала;
контроль исправности измерительных систем и СИ, включая их калибровку;
наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения технологических трубопроводов;
проверка (испытания) на исправность (работоспособность) оборудования, выполняемая с выводом оборудования из работы или на работающем оборудовании;
устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля технического состояния, проверка (испытания) на исправность (работоспособность);
осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или на консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния;
обдувка поверхностей, устранение следов пыли, протечек воды, масла;
обновление диспетчерских наименований, технологических надписей;
осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.
200. Перечень работ по техническому обслуживанию оборудования гидроагрегатов, технических систем и вспомогательного оборудования приведен в приложении N 43 к настоящим Правилам.
201. Если на объекте электроэнергетики ЛНА не установлен вид организации ремонта по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.
202. Планово-предупредительный ремонт должен предусматривать вывод в ремонт оборудования в соответствии с требованиями настоящих Правил и ремонтной документацией.
203. Планово-предупредительный ремонт оборудования ГЭС в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на следующие виды: капитальный и текущий.
205. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта должны устанавливаться субъектом электроэнергетики в соответствии с требованиями настоящих Правил.
206. Сроки проведения планового ремонта должны совмещаться со сроками проведения работ по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации оборудования ГЭС.
207. Перечень и объем работ капитального и текущего ремонта гидроагрегатов, а также перечень и объем капитального и текущего ремонта вспомогательного оборудования ГЭС должны разрабатываться и утверждаться субъектом электроэнергетики самостоятельно.
213. Перспективный план ремонта ежегодно должен перерабатываться с увеличением периода планирования на один год и корректировкой с уточнением ранее утвержденных показателей плана, в том числе должно производиться уточнение календарной продолжительности ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы оборудования за истекший год планируемого периода и результатов контроля технического состояния оборудования.
216. При разработке годовых графиков ремонта гидроагрегатов следует учитывать следующие особенности:
первый капитальный ремонт гидроагрегатов после монтажа должен планироваться в сроки согласно требованиям организаций — изготовителей оборудования, при этом сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от фактического технического состояния оборудования, контролируемого в процессе эксплуатации;
второй и последующие капитальные ремонты гидроагрегатов после монтажа должны планироваться на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных в настоящих Правилах, если иное не установлено требованиями организаций — изготовителей оборудования;
периодичность капитального ремонта гидроагрегатов, эксплуатируемых на непроектных для гидроагрегатов напорах, должна определяться в зависимости от технического состояния оборудования по согласованию с организациями — изготовителями оборудования;
ремонт вспомогательного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности ГЭС, должен планироваться одновременно с ремонтом основного оборудования.
218. Годовые (месячные) планы ремонта вспомогательного оборудования должны разрабатываться с учетом годовых (месячных) графиков ремонта гидроагрегатов и утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
219. Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к ремонту и сроки их выполнения должны устанавливаться в планах подготовки к ремонту гидроагрегатов.
220. Субъекты электроэнергетики должны разработать:
перспективный план подготовки к ремонту гидроагрегатов на период 5 лет, совпадающий с периодом реализации перспективного плана ремонта гидроагрегата. В случаях если структура гидроагрегатов в планируемый период не изменяется или их количество уменьшается в связи с выводом из эксплуатации, а также при организации ремонта по техническому состоянию решение о разработке перспективного плана подготовки к ремонту оборудования ГЭС должно приниматься по усмотрению субъекта электроэнергетики;
годовой план подготовки к ремонту оборудования ГЭС, разрабатываемый в целях реализации годового графика ремонта субъектом электроэнергетики;
план подготовки к ремонту, разрабатываемый после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.
Субъект электроэнергетики вправе не разрабатывать отдельный план подготовки к ремонту, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту по ГЭС.
Сформированный план подготовки к ремонту должен утверждаться# технический руководитель субъекта электроэнергетики.
Рекомендуемый перечень организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегата, приведен в приложении N 49 к настоящим Правилам. Рекомендуемый образец перспективного (годового) плана подготовки к ремонтам гидроагрегата приведен в приложении N 50 к настоящим Правилам.
221. К моменту завершения разработки годового графика ремонта подготавливаются и уточняются ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 51 к настоящим Правилам.
224. Ремонтная документация, предоставляемая субъектом электроэнергетики организации — исполнителю ремонта, должна включать в себя:
конструкторскую и технологическую документацию на сложные специализированные работы, модернизацию оборудования, выполнение которых требует разработки организацией — исполнителем ремонта технологии и специальной оснастки для производства этих работ;
утвержденную ведомость планируемых работ по ремонту, включая объем работ по контролю и обследованию металла, конструкторскую и технологическую документацию на все предусматриваемые при ремонте конструктивные изменения узлов и систем оборудования, не требующие специальной подготовки и оснастки для их выполнения;
проектную документацию, в том числе: план размещения узлов и крупных деталей ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей и документацию, установленную договором на выполнение ремонтных работ между субъектом электроэнергетики и организацией-исполнителем ремонта;
документы о ранее выполненных ремонтах оборудования, данные о его техническом состоянии и данные об отказах оборудования в процессе эксплуатации;
данные по результатам доремонтных испытаний оборудования.
225. Не позднее, чем за 20 дней до начала ремонта:
субъект электроэнергетики, организации — исполнители ремонта должны провести проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту, результаты которых должны оформляться актами, фиксирующими выполнение этих работ;
каждая организация — исполнитель ремонта, участвующая в ремонте должна:
а) определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
б) назначить руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с перечнем и объемом работ, принятым по договору;
в) назначить лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;
субъект электроэнергетики назначает ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение.
227. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта комиссии, состав которой определяется субъектом электроэнергетики, следует провести проверку готовности ГЭС к капитальному ремонту гидроагрегата с составлением акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 56 к настоящим Правилам.
228. В случае принятия комиссией решения о неготовности ГЭС к ремонту срок начала ремонта, его продолжительность и объем ремонтных работ должны определяться субъектом электроэнергетики в порядке, установленном пунктом 223 настоящих Правил.
229. До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.
230. Временем начала ремонта гидроагрегатов считается время отключения гидрогенератора (трансформатора) от электрической сети.
231. При выводе гидроагрегата в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в разрешении на вывод оборудования в ремонт, выданном на основании заявки субъекта электроэнергетики.
232. Временем начала ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от гидроагрегатов, считается время вывода в ремонт, зафиксированное в журнале оперативного персонала.
233. Вывод в ремонт гидроагрегата должен производиться в соответствии с месячным графиком ремонта с разрешения субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или ГЭС.
Указанная программа должна предусматривать:
проведение на работающем гидроагрегате эксплуатационных испытаний по специальной программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний на ГЭС. Испытания должны проводиться не ранее чем за месяц и не позднее, чем за 5 дней до вывода в ремонт. Результаты испытаний заносят в ведомости параметров технического состояния гидроагрегата;
уборку гидроагрегата снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов) от пыли, мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов; уборка должна выполняться не позднее, чем за 2 дня до останова.
235. Ответственные лица субъекта электроэнергетики, назначенные в соответствии с пунктом 226 настоящих Правил должны:
участвовать в проведении входного контроля применяемых при ремонте материалов и запасных частей;
осуществлять организацию контроля персоналом ГЭС за ходом ремонта и проверок качества выполнения ремонтных работ, не вмешиваясь в деятельность организаций — исполнителей ремонта;
участвовать в дефектации оборудования и его основных узлов;
определять по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом должна составляться ведомость дополнительных работ по ремонту гидроагрегата и протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 54, N 55 к настоящим Правилам соответственно;
оформлять совместно с организациями — исполнителями ремонта акт дефектации оборудования установки, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 57;
принимать решения, связанные с возникшей необходимостью замены некоторых материалов для ремонта, и составить акт об использовании для ремонта гидроагрегатов материалов — заменителей, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 58 к настоящим Правилам;
по завершении ремонта составить ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегатов, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 59 к настоящим Правилам;
принимать предъявляемые к сдаче отремонтированные узлы и отремонтированное оборудование в целом и контролируют его опробование.
Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления комиссии по приемке должно проводиться персоналом ГЭС в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, правилами охраны труда, правилами пожарной безопасности при обязательном участии организации — исполнителя ремонта (в случае ее привлечения).
По результатам опробования (испытаний) оборудования должны составляться отчетные документы, перечень которых должен устанавливаться субъектом электроэнергетики и направляться организации — исполнителю ремонта.
238. Субъект электроэнергетики должен передать организации — исполнителю ремонта необходимую для выполнения ремонтных работ технологическую оснастку, специальные грузозахватные приспособления и такелаж, полученные совместно с оборудованием от его изготовителей.
240. Документы на продление планового срока ремонта гидроагрегата должны рассматриваться субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.
241. В случаях если выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики совместно с организациями — исполнителями работа должен принять технические решения о сроках и порядке устранения дефектов. Сроки выполнения мероприятий по каждому техническому решению не должны превышать 12 месяцев с момента их принятия, кроме случаев требующих получения соответствующего согласования организации — изготовителя оборудования или аккредитованной экспертной организации в порядке, установленном законодательством Российской Федерации об аккредитации.
246. Организации — исполнителю ремонта необходимо представить комиссии по приемке ремонтную документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:
ведомость выполненных работ по ремонту;
протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;
формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы и иные документы, характеризующие (фиксирующие) техническое состояние составных частей оборудования до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия отремонтированных составных частей требованиям ремонтной документации;
результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;
протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в состав гидроагрегата;
акты приемки скрытых работ;
документы по выполнению ремонта, установленные договором на выполнение ремонта, заключенным между субъектом электроэнергетики и организацией — исполнителем ремонта.
Документация предъявляется комиссии по приемке не позднее, чем за два дня до окончания ремонта. Перечень документации, указанный в настоящем пункте Правил, должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
247. После ремонта должны проводиться приемо-сдаточные испытания гидроагрегата и вспомогательного оборудования в целом для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям. Испытания должны проводиться по программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программы испытаний на ГЭС.
250. По результатам контроля, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа документации комиссия по приемке должна установить возможность пуска гидроагрегата.
256. Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного останова, то комиссии по приемке следует принять решение о приемке гидроагрегата из ремонта.
258. Приемка из ремонта составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 60 к настоящим Правилам.
Акты, указанные в настоящем пункте настоящих Правил, утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Акты, указанные в настоящем пункте настоящих Правил, должны составляться на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, группы отдельных видов оборудования или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одной ремонтной организацией, ее подразделением или подразделением ГЭС.
К актам приемки указанного оборудования должны прикладываться следующие документы:
протоколы, акты и карты измерений, формуляры, справки, составленные совместно субъектом электроэнергетики и организацией — исполнителем ремонта;
ведомость дополнительных работ по ремонту;
протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата;
акт дефектации оборудования гидроагрегата;
акт об использовании для ремонта гидроагрегата — заменителей;
ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегата;
перечень предписаний органов государственного надзора, циркуляров, а также информационных сообщений организаций-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;
перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонений;
документы, предоставление которых предусмотрено договором на выполнение ремонтных работ между субъектом электроэнергетики и организацией — исполнителем ремонта.
Рекомендуемые образцы, указанных в настоящем пункте настоящих Правил документов, приведены в приложениях N 54, N 55, N 57 — 59 к настоящим Правилам.
259. Приемка из ремонта гидроагрегата должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 61 к настоящим Правилам.
260. Акт приемки из ремонта гидроагрегата и вспомогательного оборудования должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики в течение 5 дней после окончания приемо-сдаточных испытаний.
261. После окончания приемо-сдаточных испытаний начинается подконтрольная эксплуатация отремонтированного оборудования, которая завершается через 30 календарных дней с момента включения оборудования под нагрузку.
266. Оценка качества отремонтированного оборудования должна проводиться в порядке, установленном пунктами 120-127, 131, 132 настоящих Правил.
267. Оценка качества выполненных ремонтных работ в отношении каждого из отремонтированных отдельных составных частей и каждой системы гидроагрегата и вспомогательного оборудования должна проводиться в порядке, установленном пунктами 128-132 настоящих Правил.
268. Оценка соответствия требованиям правил пожарной безопасности должна проводиться в порядке, установленном пунктами 133 — 136 настоящих Правил.
271. Для организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования ГЭС субъект электроэнергетики должен обеспечить выполнение пунктов 12, 13, 14, 15 настоящих Правил.
276. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию ежегодно дорабатывается со смещением периода планирования на один год с корректировкой по результатам контроля технического состояния.
279. Подготовка к ремонту по техническому состоянию должна производиться в соответствии с пунктами 220 — 230 настоящих Правил.
280. Вывод в ремонт и производство ремонта по техническому состоянию должны производиться в соответствии с пунктами 231 — 242 настоящих Правил.
281. Приемка из ремонта и оценка качества должны производиться в соответствии с пунктами 243 — 270 настоящих Правил.
282. Техническое обслуживание гидротехнических сооружений ГЭС должно предусматривать выполнение комплекса мероприятий, направленных на поддержание исправного состояния сооружений и установленного на них механического оборудования, своевременному устранению отдельных дефектов на отдельных участках сооружений (составных частях оборудования), в том числе связанных с:
предохранением от повреждений противофильтрационных и дренажных систем и устройств, ливнеотводной сети;
предохранением поверхностей бетонных и грунтовых сооружений от повреждений, вызванных неблагоприятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и водной среды;
предохранением от повреждений механического оборудования, установленного на гидротехнических сооружениях (затворы, сороудерживающие решетки, грузоподъемное оборудование), устройств и путей для их перемещения;
обеспечением постоянной рабочей готовности насосов откачки воды из помещений подводной части гидротехнических сооружений;
выполнением мероприятий, по подготовке к эксплуатации в условиях весенне-летнего пожароопасного сезона, отопительного сезона, периодов половодий и паводков.
286. Проведение и выполненный объем работ по техническому обслуживанию в сроки, установленные настоящими Правилами, а также ведение соответствующей технической документации постоянно контролируются лицом, уполномоченным субъектом электроэнергетики в качестве ответственного за состояние и безопасную эксплуатацию гидротехнических сооружений.
288. Соблюдение установленных настоящими Правилами сроков проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию, а также ведение технической документации контролируются работниками, ответственными за эксплуатацию и надзор за гидротехническими сооружениями, назначенными субъектом электроэнергетики.
289. Система ремонта гидротехнических сооружений включает совокупность организационных и технических мероприятий по установлению технического состояния гидротехнических сооружений, проведению планового ремонта их конструктивных элементов и механического оборудования в сроки, установленные ремонтной документацией, с целью подержания# исправности и эксплуатационной надежности, предупреждения их преждевременного износа и обеспечения надежной работы технологического оборудования электростанций при соблюдении требований по охране окружающей среды.
290. Задачей ремонтного обслуживания являются поддержание гидротехнических сооружений в работоспособном состоянии путем проведения плановых и неплановых ремонтных работ. Объем плановых ремонтных работ должен определяться необходимостью постоянного обеспечения безопасности и поддержания исправного и работоспособного состояния сооружений.
291. Ремонты гидротехнических сооружений подразделяются на текущие и капитальные.
Текущий ремонт гидротехнических сооружений направлен на обеспечение нормальной эксплуатации и должен предусматривать выполнение работ по систематическому и своевременному предохранению и защите конструкций гидротехнических сооружений, их механического и инженерного оборудования от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, возникающих на отдельных участках сооружения, для обеспечения работоспособности ремонтируемых участков сооружений и элементов оборудования.
Капитальный ремонт гидротехнических сооружений включает работы по восстановлению (конструктивным изменениям, замене) изношенных конструкций гидротехнических сооружений, их механического и инженерного оборудования (их элементов), повреждения которых снижают надежность и безопасность их эксплуатации или ограничивают их эксплуатационные возможности, за исключением полной смены или замены основных конструкций, срок службы которых в гидротехнических сооружениях является наибольшим, а также замену отдельных элементов строительных конструкций на аналогичные или иные, улучшающие показатели таких конструкций, и (или) восстановление указанных элементов.
293. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений следует проводить в зависимости от их состояния без создания по возможности ограничений в работе электростанции.
295. Для проведения капитального ремонта объектов капитального строительства подготовка отдельных разделов проектной документации должна осуществляться на основании задания застройщика или технического заказчика в зависимости от содержания работ, выполняемых при капитальном ремонте объектов капитального строительства.
296. В проектной документации на капитальный ремонт гидротехнических сооружений, связанный с полным или частичным выводом их из эксплуатации или с ограничениями, накладываемыми на водный режим гидроузла, приводится обоснование пропускной способности водопропускных сооружений, допустимой в период ремонта.
297. На гидротехнических сооружениях должны проводиться неплановые ремонтные работы, связанные с необходимостью немедленного устранения нарушений, представляющих опасность для людей и создающих угрозу безопасности для основных гидротехнических сооружений и технологического оборудования, и с ликвидацией последствий таких нарушений.
К таким нарушениям и процессам относятся повреждения и процессы, способные в короткий промежуток времени привести к аварии гидротехнического сооружения, в том числе:
резкое усиление фильтрационных процессов и суффозионных явлений с образованием просадочных зон и оползневых участков в основании сооружений и их береговых примыканиях;
неравномерная осадка гидротехнических сооружений (отдельных участков, блоков) и их оснований, превышающая предельно допустимые значения и создающая угрозу их устойчивости;
закупоривание (заносы, завалы) водопропускных и водосбросных сооружений, снижающее их пропускную способность;
выход из строя затворов или их подъемных механизмов и систем управления водосбросными и водопропускными устройствами;
активизация имеющихся повреждений (трещинообразование) несущих конструкций.
Субъект электроэнергетики заранее должен разработать конструктивно-технологические решения по предотвращению развития возможных опасных повреждений и аварийных ситуаций, в том числе технологические карты по соответствующим видам ремонтных работ.
301. При наличии ограничений в период ремонта электростанции (снижения располагаемой мощности и других) годовые и месячные графики ремонта гидротехнических сооружений должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке, установленном Правилами вывода в ремонт.
305. Разработку, согласование и утверждение перспективных планов ремонта и годовых графиков ремонта гидротехнических сооружений должны производить в сроки, установленные субъектом электроэнергетики.
311. Для выполнения непланового ремонта, связанного с устранением нарушений, представляющих опасность для людей и создающих угрозу безопасности для объектов ГЭС, годовой график ремонта ГЭС может быть скорректирован субъектом электроэнергетики.
312. Текущий ремонт гидротехнических сооружений должен производиться в течение всего года по годовому графику, составленному субъектом электроэнергетики на основании результатов контроля технического состояния сооружений. Годовой график текущего ремонта должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
313. Состав организационных и технических мероприятий и сроки их выполнения должны устанавливаться в годовых планах подготовки к ремонту гидротехнических сооружений.
314. Субъект электроэнергетики должен разработать годовой план подготовки к ремонтам после утверждения годового графика ремонта гидротехнических сооружений. Годовой план подготовки к ремонтам должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики до конца года, предшествующего планируемому.
315. Подготовка к капитальному ремонту может быть начата в году, предшествующему планируемому по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
316. Субъект электроэнергетики и организации — исполнители ремонта должны осуществлять согласование комплекта технологических карт на выполнение всех видов ремонтных работ в соответствии с принятым перечнем и объемами.
317. Вскрытие котлована вблизи гидротехнических сооружений допускается при наличии проекта с обоснованием устойчивости, механической и фильтрационной прочности, разработанного проектными организациями.
319. Субъект электроэнергетики завершает уточнение перечня и объема ремонтных работ гидротехнических сооружений не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта, после чего ведомость планируемых работ по ремонту должна утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики. В ведомость планируемых работ по ремонту включаются требования из предписаний органов государственного надзора, если они доведены до субъекта электроэнергетики не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.
320. С учетом составленных ведомостей объемов работ по ремонту конкретных гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен сформировать по каждому гидротехническому сооружению проектную документацию или заказать ее разработку проектной организации.
322. За 20 дней до начала ремонта гидротехнических сооружений:
а) субъект электроэнергетики, организации — исполнители ремонта должен# провести проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту;
в) субъект электроэнергетики должен назначить ответственных представителей для участия во входном контроле материалов, оборудования и запасных частей, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта элементов, конструкций гидротехнических сооружений и лиц, ответственных за обеспечение МТР.
324. До начала ремонтных работ гидротехнических сооружений производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, технологическими картами на ремонт, мероприятиями по охране труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.
325. В целях проведения ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен:
обеспечить готовность сооружений к ремонту;
обеспечить подготовку разрешений на производство работ в зоне ВЛ и связи, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных коммуникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремонту, отвод участка для отсыпки строительного мусора; необходимость в оформлении упомянутых разрешений должна устанавливаться на основании проектной документации и ППР;
выдать наряд-допуск на ремонт ремонтно-строительным подразделениям электростанции и (или) акт-допуск — привлекаемым организациям — исполнителям ремонта;
обеспечить допуск ремонтного персонала в зону ремонта;
обеспечить при необходимости, определяемой проектной документацией, временный перенос ЛЭП, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения и других коммуникаций, пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, согласно правилам охраны труда, освобождение приобъектной территории от временных строений, выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлоконструкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонтных работ;
выполнить отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта механического оборудования гидротехнических сооружений;
выполнить мероприятия по технике безопасности и охране труда в соответствии с ППР;
осуществить в процессе ремонта строительный контроль за выполнением работ в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации и требованиями Положения о проведении строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.06.2022 N 468 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 26, ст. 3365) (далее — Положение о проведении строительного контроля), а также контроль за соответствием перечня, объема и стоимости выполненных работ проектной документации, ППР, соответствием материалов, изделий, конструкций действующим стандартам и техническим условиям без вмешательства в хозяйственную деятельность организации — исполнителя ремонта; произвести приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями выполненных ремонтных работ с составлением актов;
произвести присоединение сетей после извещения о готовности сетей к присоединению;
принять после ремонта гидротехнические сооружения.
326. В целях проведения ремонта гидротехнических сооружений организация — исполнитель ремонта должна:
выполнить работы по ремонту гидротехнических сооружений в соответствии с утвержденной проектной документацией, ППР, разрешается применение типовых проектов производства работ, типовых технологических карт с привязкой к месту выполнения работ;
обеспечить с начала производства работ оформление наряд-допуска, выдачу заданий производителям работ и бригадирам;
обеспечить в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации и требованиями Положения о проведении строительного контроля, строительный контроль за выполнением производителями ремонта требований проектной документации, ППР, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности, правил по охране труда, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, контроль качества применяемых материалов и выполняемых работ;
обеспечить сдачу по акту выполненных ремонтных работ, известить субъект электроэнергетики о готовности сетей к присоединению и сдаче отремонтированных гидротехнических сооружений.
327. В процессе ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен обеспечить контроль качества строительных и монтажных работ, а также не допускать отклонения от проектной документации.
328. Применение новых материалов и технологий ремонтных работ гидротехнических сооружений допускается на отдельных участках по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
329. При техническом обслуживании и ремонте гидротехнических сооружений не допускается временное или постоянное размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и иных подъездных путей, на бермах и откосах каналов, плотин и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения без расчетного (проектного) обоснования и согласования субъекта электроэнергетики, владеющего на законном основании гидротехническим сооружением.
330. Производство в процессе взрывных работ вблизи гидротехнических сооружений допускается при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования, обоснованном в проектной документации.
332. Разгрузку, погрузку и складирование материалов и деталей оборудования допускается производить только на предусмотренных проектом участках.
333. В процессе ремонта гидротехнических сооружений не допускается изменять конструктивные схемы несущих железобетонных и металлических элементов сооружений без проектного обоснования.
334. Несущие конструкции сооружений при проведении ремонтных работ гидротехнических сооружений предохраняются от перегрузок. Не допускается без согласования с проектной организацией подвеска, установка и крепление на таких конструкциях, не предусмотренных проектом технологического оборудования, транспортных средств и других устройств.
337. Весь ремонтный персонал при допуске на каждое рабочее место должен быть ознакомлен с условиями применения защитных средств, средств связи, с главными и запасными выходами и путями эвакуации из подземных помещений на поверхность. Лицо, ответственное за организацию работы по охране труда, должно ознакомить каждого работника с маршрутом эвакуации под роспись об ознакомлении.
338. Субъект электроэнергетики должен организовать учет всех лиц, находящихся в подземных помещениях и вышедших на поверхность. Порядок данного учета должен устанавливаться ЛНА субъекта электроэнергетики.
341. В период проведения ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен обеспечить технический контроль за состоянием гидротехнического сооружения и иных сооружений, попадающих в зону влияния ремонтных работ, по специально предназначенным для этого программам наблюдений, составляемых с привлечением экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.
343. Техническое состояние отремонтированных гидротехнических сооружений должно соответствовать требованиям, установленным ремонтной документацией. Оценка соответствия должна производиться путем оформления актов приемки гидротехнических сооружений из ремонта.
346. Приемка законченных ремонтом отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений и механического оборудования, специальных работ должна осуществляться комиссиями по приемке, создаваемыми субъектом электроэнергетики и организацией — исполнителем ремонта. Результатом работы комиссий по приемке являются акты приемки конкретных элементов, конструкций сооружений, оборудования, работ. Совокупность актов рабочих комиссий, охватывающих все сооружения и оборудование законченного ремонтом сооружения, является основанием для принятия комиссией по приемке решения о возможности приемки сооружения из ремонта.
347. Комиссии по приемке должны принять конструкции (элемента) гидротехнических сооружений ГЭС, результаты работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), освидетельствование которых в дальнейшем невозможно из-за последующего возведения над ними других элементов сооружений (дренажи, противофильтрационные устройства, системы закладной контрольно-измерительной аппаратуры). Рекомендуемый образец акта освидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), приведен в приложении N 70 к настоящим Правилам.
350. Приемка из капитального ремонта площадок, участков гидротехнических сооружений, являющихся опасными производственными объектами, должна производиться в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности опасных производственных объектов.
352. Техническая документация по выполненным работам, оформленная в порядке, установленном ЛНА субъекта электроэнергетики, а также акты приемки отремонтированных гидротехнических сооружений, должны храниться у субъекта электроэнергетики в течение всего периода эксплуатации гидросооружений до их ликвидации.
V. Требования к организации планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ)
354. Техническое обслуживание и ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики следует обеспечивать в соответствии с границами зон обслуживания по перечню обслуживаемых подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики с указанием границ обслуживания, лиц, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, который должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
356. ТО с НК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) следует выполнять по результатам непрерывного контроля технического состояния в процессе их эксплуатации совместно с основным и вспомогательным оборудованием объектов электроэнергетики.
358. Если при выполнении ТО с НК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выявлены их несоответствия нормативной и технической документации (обнаружение неисправности, дефекта, отказа или неправильного функционирования), субъект электроэнергетики должен выполнять операции по устранению неисправности (несоответствия) и восстановлению их работоспособности или правильного функционирования.
359. Проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в процессе ТО с НК должна включать в себя следующие виды работ:
осмотр во время обходов оборудования;
плановые (по графику) опробования (только для оборудования тепловых и гидравлических электростанций);
внеплановые проверки и опробования (только для оборудования тепловых и гидравлических электростанций);
выявление и устранение неисправности.
Осмотр подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должен выполняться во время плановых обходов или в случаях появления индикации о неисправности или отказе, технологической или аварийной сигнализации. График плановых обходов должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Плановые (по графику) опробования должны выполняться в соответствии с утвержденной инструкцией по эксплуатации подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), содержащей указания по круглосуточному их техническому обслуживанию.
Внеплановые проверки и опробования подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должны проводиться в следующих случаях:
после устранения неисправности, дефекта или отказа в работе;
после замены отдельных приборов или элементов перед вводом соответствующего устройства в работу;
при наличии замечаний к правильности функционирования устройств;
при внесении изменений (корректировке или обновлении) программного обеспечения (далее — ПО), алгоритмов управления, параметров настройки;
по распоряжению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
При обнаружении неисправности, дефекта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) персонал объекта электроэнергетики, эксплуатирующий подсистемы АСУ ТП (средства ТАИ), должен проинформировать об этом:
персонал структурных подразделений объекта электроэнергетики, ответственных за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудование#, работу которого обеспечивает данная подсистема АСУ ТП (средство ТАИ);
своего непосредственного руководителя и принять меры к немедленному восстановлению технического состояния в соответствии с требованиями нормативной и технической документации.
Выявление и устранение неисправности должно включать следующие мероприятия:
выявление неисправности, дефекта, отказа (неисправности устройств, измерительных каналов, ПО или дефектов технологического оборудования), вызвавших нарушение в работе подсистемы АСУ ТП (средств ТАИ);
определение причин неисправности с помощью средств программно-технических комплексов (далее — ПТК) или средств ТАИ (анализ распечаток аварийных ситуаций, показаний КИП);
выявление отказов управляющих и информационных ПТК, анализ диагностических файлов и внесение корректировок в ПО;
устранение дефектов технологического оборудования, которые влияют на правильное функционирование подсистемы АСУ ТП (средств ТАИ);
устранение неисправности в измерительных каналах, электрической схеме устройства;
замену дефектной аппаратуры из состава запасных частей и принадлежностей;
опробование и включение в работу после устранения неисправности.
364. Особенности ТО с ПК авторегуляторов включают:
перечень основных авторегуляторов (входящих в систему автоматического управления мощности, регулирования частоты и (или) напряжения электрической сети, авторегуляторы впрысков, уровня в барабане и подогревателях высокого давления), подлежащих ТО с ПК, должен определяться на объекте электроэнергетики с учетом особенностей эксплуатации основного оборудования, технических характеристик подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики;
в объем ТО с ПК основных авторегуляторов должна включаться полная или частичная проверка характеристик регулирующих органов, в том числе пропуски, люфты и выбеги;
ТО с ПК основных авторегуляторов теплоэлектростанции (далее — ТЭС) следует выполнять с периодичностью не менее одного раза в 3 месяца (но не реже одного раза каждые 2 000 часов работы энергоблока или установки). ТО с ПК остальных авторегуляторов ТЭС следует выполнять с периодичностью 1 раз в 4 — 6 месяцев (но не реже одного раза каждые 3 500 часов работы энергоблока или установки);
ТО с ПК авторегуляторов ГЭС следует выполнять с периодичностью не менее 1 раза в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.
365. Особенности ТО с ПК технологических защит, блокировок и сигнализации должны включать:
опробование технологических защит, блокировок и сигнализации (далее — ТЗиС) следует производить по годовому графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики, который должен составляться в соответствии с требованиями изготовителей оборудования и нормативной и технической документацией.
ТЗиС, все элементы которых не могут быть продиагностированы с помощью программ электронных вычислительных машин (далее — ЭВМ), подлежат опробованию с периодичностью, установленной ПТЭ, после простоя оборудования продолжительностью более 3 суток.
ТЗиС, все элементы которых могут быть продиагностированы с помощью программ ЭВМ, по усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики могут не подвергаться опробованию после простоя оборудования продолжительностью более 3 суток.
ТО с ПК отдельных элементов и устройств ТЗиС (отсечные исполнительные механизмы, приборы, первичные преобразователи, указатели положения, сигнализаторы уровня) для ТЭС следует выполнять на остановленном основном и вспомогательном оборудовании в межремонтный период с периодичностью не менее 1 раза в 3 — 6 месяцев;
ТО с ПК отдельных элементов и устройств ТЗиС (отсечные исполнительные механизмы, приборы, первичные преобразователи, указатели положения, сигнализаторы уровня) для ГЭС следует выполнять на остановленном гидроагрегате и вспомогательном оборудовании в межремонтный период с периодичностью не менее 1 раза в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.
370. Если на объекте электроэнергетики локальным нормативным актом не установлен вид организации ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.
371. Планово-предупредительный ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на: текущий, средний и капитальный. При выполнении капитального ремонта в заводских условиях он должен выполняться организациями, специализирующимися на соответствующих направлениях ремонтной деятельности. В отношении ЛЭП, оборудования ТП и РУ средний и капитальный ремонт подсистем АСУ ТП не проводится.
373. По истечении установленного срока службы, окончании выпуска запасных частей изготовителем оборудования или окончании поддержки разработчиком ПО субъекты электроэнергетики должны разработать и утвердить график перспективной замены или модернизации подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики.
375. Подготовка к ремонту подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должна выполняться:
на ТЭС в соответствии с требованиями пункта 78, абзацев первого, второго, четвертого, пятого, шестого пункта 79, пунктов 80 — 85 настоящих Правил;
на ГЭС в соответствии с требованиями пунктов 222, абзацев первого, второго, четвертого, пятого, шестого пункта 223, пунктов 224 — 229 настоящих Правил.
Уточнение объема планового текущего, среднего или капитального ремонта должно выполняться по результатам контроля технического состояния, осуществляемого при его непрерывном и периодическом техническом обслуживании подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), а также при устранении дефектов, отказов в их работе (для средств измерений перед их поверкой или калибровкой).
378. Перечень работ типовых текущего, среднего и капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) приведены в приложении N 72 к настоящим Правилам.
379. Приемка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из капитального и среднего ремонта должна проводиться отдельно по каждой функциональной группе устройств подсистем АСУ ТП (средств ТАИ): технологических защит, блокировок и сигнализации, автоматического регулирования, дистанционного управления, технологического контроля и (или) КИП, ХКиСИ, информационных и (или) управляющих и вычислительных ПТК.
Приемка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из капитального и среднего ремонта должна выполняться:
на ТЭС в соответствии с требованиями пунктов 95-111, 114 — 116, 118 — 137 настоящих Правил;
на ГЭС в соответствии с требованиями пунктов 242 — 269 настоящих Правил;
на ЛЭП, оборудовании ТП и РУ в соответствии с требованиями пунктов 393 — 406 настоящих Правил.
381. Основными критериями оценки качества отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и выполненных ремонтных работ являются:
а) соответствие технического состояния ПТК (при наличии), приборов, аппаратуры управления, сигнализации и защит, внутренней и внешней коммутации, кабельных связей и трубных проводок требованиям ремонтной документации;
в) внешний вид и чистота приборов и аппаратуры щитов, пультов и сборок (отсутствие царапин и нарушений окраски, пыли и грязи);
г) исправность дверей и замков сборок, панелей и пультов;
д) наличие протоколов наладки, проверки, испытаний (опробования) аппаратуры и бирок на ней;
е) заполнение карт настроек авторегуляторов, паспортов КИП или документов, заменяющих данные паспорта;
ж) наличие номеров, маркировок и надписей о назначении на панелях, пультах, соединительных коробках, сборных кабельных ящиках, первичных измерительных преобразователях, импульсных линиях, запорной арматуре, коммутационных аппаратах, кабелях, штепсельных разъемах;
з) наличие отметок о внесении изменений в эксплуатационную документацию, если такие изменения вносились в ходе ремонта;
и) включение в работу в полном объеме всех подсистем АСУ ТП (средств ТАИ).
383. Результаты проведения среднего или капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должны оформляться в отчетной документации, перечень которой приведен в приложении N 73 к настоящим Правилам.
385. Проведение текущего ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию следует выполнять по результатам его контроля при непрерывном и периодическом техническом обслуживании, а для СИ — также перед их поверкой или калибровкой.
VI. Требования к организации планирования, подготовки, производства ремонта ЛЭП и оборудования ПС
387. Периодичность работ по ремонту ЛЭП и оборудования ПС должна устанавливаться субъектами электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом технического состояния, определяемого по результатам обходов, осмотров и испытаний, проводимых в соответствии с ЛНА субъекта электроэнергетики, а также климатических и метеорологических условий эксплуатации ЛЭП и оборудования ПС.
389. Перспективный план ремонта ЛЭП и оборудования ПС корректируется с учетом технического состояния ЛЭП и оборудования ПС и изменения условий их эксплуатации.
390. Графики ремонта ЛЭП и оборудования ПС должны разрабатываться и утверждаться субъектами электроэнергетики. Графики ремонта ЛЭП и оборудования ПС, являющихся объектами диспетчеризации, должны разрабатываться и утверждаться субъектами электроэнергетики с учетом требований Правил вывода в ремонт.
391. Работы по ремонту ЛЭП и оборудования ПС должны производиться по технологическим картам, а так же ППР.
Технологические карты должны утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики и содержать:
состав и последовательность операций при выполнении ремонтных работ;
условия проведения работ и меры безопасности;
контролируемые параметры;
требования к составу и квалификации исполнителей;
нормы трудозатрат при выполнении ремонтных работ;
номенклатуру инструментов, приспособлений, приборов, механизмов и испытательных установок, защитных средств и спецодежды;
материалы и запасные части, применяемые при выполнении ремонтных работ.
ППР должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики и определяет технологию, организацию работ, порядок обеспечения ресурсами, меры безопасности при выполнении работ.
392. При выявлении дефектов персоналом субъекта электроэнергетики и (или) организации — исполнителя ремонта в рамках выполнения мероприятий, указанных в пункте 387 настоящих Правил, не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями нормативной, технической и технологической документации, субъект электроэнергетики должен принять решения о сроках, порядке их устранении и проведении мероприятий по контролю технического состояния до завершения устранения всех выявленных дефектов.
394. Комиссии по приемке представляется следующая документация, характеризующая состояние ЛЭП и оборудования ПС до ремонта, объем и качество выполненных ремонтных работ, и качество отремонтированных ЛЭП и оборудования ПС:
ведомости планируемых работ, в том числе неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при ремонте;
акт выполненных работ;
протоколы технических решений и перечень мероприятий по контролю технического состояния ЛЭП и оборудования ПС по выявленным, но не устраненным дефектам при их наличии;
протоколы испытаний, карты измерений, ведомости параметров технического состояния ЛЭП и оборудования ПС до и после ремонта;
сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы, запчасти;
акты скрытых работ.
398. Оценка «соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением» должна устанавливаться при невыполнении хотя бы одно из требований, указанных в пункте 397 настоящих Правил, но при этом дальнейшая эксплуатация оборудования в соответствии с требованиями ПТЭ возможна.
399. Оборудование, отремонтированное с оценкой «соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением», допускается в эксплуатацию со сроком дальнейшего использования, определяемым комиссией по приемке, при этом субъект электроэнергетики должен разработать план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установить сроки его выполнения.
400. Если в течение приемо-сдаточных испытаний оборудования ПС 35 кВ и выше под нагрузкой были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или дефекты, требующие немедленного отключения, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо-сдаточных испытаний оборудования ПС 35 кВ и выше под нагрузкой.
При возникновении в процессе приемо-сдаточных испытаний оборудования под нагрузкой нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования, при которых не требуется немедленного отключения, вопрос о продолжении их решается субъектом электроэнергетики в зависимости от характера нарушений. При этом обнаруженные дефекты должны устраняться организацией — исполнителем ремонта в сроки, установленные субъектом электроэнергетики с учетом требований Правил вывода в ремонт.
Если приемо-сдаточные испытания под нагрузкой были прерваны, то они начинаются заново после устранения выявленных дефектов. Длительность приемо-сдаточных испытаний под нагрузкой составляет 48 часов с момента постановки оборудования под нагрузку.
Если в период подконтрольной эксплуатации оборудования ПС 35 кВ и выше будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям (нарушениям в работе) или недопустимым отклонениям параметров, оборудование выводится из эксплуатации с оценкой «не соответствует требованиям ремонтной документации».
После выполнения повторного ремонта для устранения дефектов должна производиться повторная приемка из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливаться новая оценка качества отремонтированного оборудования.
401. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна устанавливаться организации — исполнителю ремонта на основании выполнения требований, предусмотренных пунктом 403 настоящих Правил.
402. Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично;
хорошо;
удовлетворительно;
неудовлетворительно.
Оценка «отлично» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в пунктах 403 настоящих Правил.
Оценка «хорошо» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 403 настоящих Правил, и выполнении более половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 403 настоящих Правил.
Оценка «удовлетворительно» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 403 настоящих Правил, и выполнении менее половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 403 настоящих Правил.
Оценка «неудовлетворительно» должна устанавливаться при невыполнении одного или более требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 403 настоящих Правил, вне зависимости от выполнения требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 403 настоящих Правил.
403. Требования к оценке качества выполненных ремонтных работ:
выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;
отсутствие увеличения сроков продолжительности ремонта ЛЭП и оборудования ПС, вызванного выполнением ремонтных работ организацией — исполнителем ремонта;
отсутствие оценок качества отремонтированного ЛЭП и оборудования ПС «соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением» и «не соответствует требованиям ремонтной документации», связанных с выполнением ремонтных работ организацией — исполнителем ремонта;
отсутствие отказов оборудования ПС 35 кВ и выше в течение срока подконтрольной эксплуатации из-за организации — исполнителя ремонта;
наличие необходимого комплекта ремонтной документации;
применение технологической оснастки, приспособлений и инструментов, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;
соответствие выполненных технологических операций, включая контрольные, требованиям технологической документации;
проведение входного контроля используемых при ремонте материалов и запасных частей;
наличие комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту;
отсутствие нарушений правил охраны труда, норм и требований пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.
405. Оценка «соответствует требованиям правил пожарной безопасности» устанавливается при соблюдении норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования и процессов выполнения организацией — исполнителем ремонта ремонтных, сварочных и огнеопасных работ.
407. Особенности организации технического обслуживания и ремонта воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше (далее — ВЛ 35 кВ и выше) должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Перечень работ по техническому обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше, и сроки их проведения приведены в приложении N 76 к настоящим Правилам.
Работы, указанные в приложении N 76 к настоящим Правилам, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики могут выполняться дистанционными методами.
Результаты измерений и осмотров ВЛ 35 кВ и выше, должны вноситься в листки осмотра, выявленные дефекты, в том числе факты нарушения установленных охранных зон объектов электросетевого хозяйства, фиксируются в журнале дефектов.
Рекомендуемый образец журнала дефектов, в который следует вносить неисправности ВЛ 35 кВ и выше, приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Периодичность проведения капитального ремонта ВЛ должна устанавливаться в соответствии с ПТЭ.
Капитальный ремонт ВЛ 35 кВ и выше может производиться поэтапно на отдельных участках, элементах ВЛ.
Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте ВЛ напряжением 35 кВ и выше, приведен в приложении N 78 к настоящим Правилам.
Перспективный план капитального ремонта ВЛ 35 кВ и выше должен содержать следующие сведения:
протяженность ВЛ (по цепям);
год ввода в эксплуатацию ВЛ;
год последнего капитального ремонта;
объемы работ (или протяженности отремонтированных участков) по планируемым годам проведения ремонта.
Рекомендуемый образец перспективного плана капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше приведен в приложении N 79 к настоящим Правилам.
Годовой график капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше должен содержать следующие сведения:
протяженность ремонтируемого участка ВЛ (по цепям);
наименование работ;
плановые и фактические показатели капитального ремонта с помесячной разбивкой.
Рекомендуемый образец годового графика капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше приведен в приложении N 80 к настоящим Правилам. Работы на ВЛ 35 кВ и выше, выполненные с заменой элементов, фиксируются в технических паспортах ВЛ.
408. Особенности организации технического обслуживания и ремонта ВЛ, ТП, секционирующих пунктов (далее — СП) и распределительных пунктов (далее — РП) электрических сетей напряжением 0,38 — 20 кВ (далее — ВЛ и оборудование ПС 0,38 — 20 кВ) должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Перечень работ по техническому обслуживанию ВЛ и оборудования ПС 0,38 — 20 кВ и сроки их проведения приведены в приложениях N 81 и N 82 к настоящим Правилам.
Неисправности и дефекты, обнаруженные при проведении осмотров ВЛ и оборудования ПС 0,38 — 20 кВ, включая и выявленные предыдущими осмотрами, но не устраненные, записываются лицом, производящим осмотр, в листок осмотра. Отмеченные в листке осмотра неисправности должны вноситься в журнал дефектов. Рекомендуемый образец журнала дефектов, в который следует вносить неисправности ВЛ и оборудования ПС 0,38 — 20 кВ, приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Периодичность проведения капитального ремонта ВЛ 0,38 — 20 кВ должна устанавливаться в соответствии с ПТЭ, периодичность проведения капитального ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ — должна устанавливаться субъектом электроэнергетики.
Перечень работ типового капитального ремонта ВЛ напряжением 0,38 — 20 кВ приведен в приложении N 83 к настоящим Правилам.
Перечень работ типового капитального ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ приведен в приложении N 84 к настоящим Правилам.
Рекомендуемый образец перспективного плана капитального ремонта ВЛ напряжением 0,38 — 20 кВ приведен в приложении N 79 к настоящим Правилам.
Перспективные планы капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ должны содержать следующие сведения:
тип оборудования;
год ввода в эксплуатацию;
год последнего капитального (среднего) ремонта;
планируемые года вывода в ремонт оборудования ПС.
Рекомендуемый образец перспективного плана капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ приведен в приложении N 89 к настоящим Правилам.
Годовые графики капитального ремонта ВЛ 0,38 — 20 кВ и выше и годовые графики капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ должны составляться на основании результатов осмотров, измерений, с учетом перспективного плана капитального ремонта.
Рекомендуемый образец годового графика капитального ремонта ВЛ 0,38 — 20 кВ приведен в приложении N 80 к настоящим Правилам.
Годовые графики капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ должны содержать следующие сведения:
тип оборудования;
вид ремонта;
год последнего капитального (среднего) ремонта;
планируемое время начала и окончания ремонта;
исполнитель работ.
Рекомендуемый образец годового графика капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 — 20 кВ приведен в приложении N 90 к настоящим Правилам.
До начала производства ремонтных работ субъект электроэнергетики должен обеспечить отключение соответствующего электрооборудования, на котором предусматривается выполнение работ. О планируемых отключениях субъект электроэнергетики предварительно уведомляет потребителей, смежных субъектов электроэнергетики и иных заинтересованных лиц с учетом требований Правил вывода в ремонт и Правил полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2022 N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 23, ст. 3008; 2022, N 36, ст. 5441).
Работы на ВЛ, ТП, СП или РП, связанные с заменой или установкой нового оборудования, фиксируются в технических паспортах ВЛ, ТП, СП или РП.
409. Особенности организации технического обслуживания и ремонта оборудования ПС 35 кВ и выше должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Перечень работ по техническому обслуживанию оборудования ПС 35 кВ и выше, а также сроки их проведения приведены в приложении N 85 к настоящим Правилам.
Выявленные при осмотрах дефекты оборудования ПС 35 кВ и выше заносятся в журнал дефектов, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Результаты испытаний, измерений, контроля, опробования должны оформляться в виде протоколов и фиксироваться в ремонтной документации.
Периодичность ремонта оборудования ПС 35 кВ и выше приведена в приложении N 86 к настоящим Правилам.
Текущий ремонт трансформаторов 35 кВ и выше включает наружный осмотр и устранение следующих дефектов, поддающихся ликвидации на месте: чистка изоляторов и бака, доливка масла, смена сорбента в фильтрах, подтяжка болтовых контактов, проверка (замена) подшипников двигателей системы охлаждения, отбор проб масла, прогонка устройств регулирования под нагрузкой (далее — РПН), переключения без возбуждения (далее — ПБВ), проведение измерений, испытаний, опробование стационарных систем пожаротушения.
Текущий ремонт коммутационных аппаратов ПС 35 кВ и выше включает внешний осмотр оборудования, его чистку, проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки, ремонт изоляции, зачистку и шлифовку подгоревших мест контактов, смазку контактов, измерение сопротивления контактов постоянному току, смазку трущихся частей, взятие проб масла и его доливку, опробование включения и отключения и другие работы, предусмотренные изготовителем оборудования.
В перспективном плане капитального (среднего) ремонта оборудования ПС должны указываться сроки ремонта силовых трансформаторов (автотрансформаторов), реакторов, синхронных компенсаторов, высоковольтных выключателей на напряжение 35 кВ и выше согласно приложению N 89 к настоящим Правилам.
Годовой график капитального (среднего) ремонта оборудования ПС должен составляться на основе перспективного плана, результатов испытаний и осмотров оборудования и сооружений, требований ЛНА субъекта электроэнергетики, изготовителей оборудования. Рекомендуемый образец годового графика капитального (среднего) ремонта оборудования ПС приведен в приложении N 90 к настоящим Правилам.
При приемке оборудования из ремонта комиссия должна оценить техническую документацию, протоколы испытаний, измерений. При приемке из ремонта трансформаторов 35 кВ и выше представляется ведомость параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора), рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 16 к настоящим Правилам; при приемке синхронных компенсаторов — ведомость параметров технического состояния синхронного компенсатора (шунтирующего реактора), рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 15 к настоящим Правилам.
410. Капитальный ремонт ЛЭП, а также капитальный и средний оборудования ПС могут осуществляться по их техническому состоянию.
411. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию ЛЭП и оборудования ПС допускается в случае, если субъект электроэнергетики:
утвердил ЛНА, устанавливающие периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять фактическое техническое состояние ЛЭП и оборудования ПС и его изменение в период до следующего выполнения контроля;
обладает системой контроля технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, установленную ЛНА субъекта электроэнергетики, включающую совокупность технических средств контроля и диагностирования технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, исполнителей и объектов контроля, взаимодействующих по правилам и требованиям, установленным в соответствующей нормативной документации.
При выполнении указанных в настоящем пункте условий решение о применении организации ремонта по техническому состоянию оборудования должно приниматься:
для каждой единицы основного оборудования ПС напряжением 35 кВ и выше (силовые трансформаторы (автотрансформаторы), реакторы, высоковольтные выключатели) комиссией, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики;
по ЛЭП и остальным видам оборудования ПС — техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
412. Контроль параметров технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, ремонт которого следует осуществлять по техническому состоянию, должен осуществляться в соответствии с документами, указанными в пункте 411 настоящих Правил.
414. Подготовка к ремонту по техническому состоянию, его производство, приемка из ремонта и оценка качества должна осуществляться в соответствии с требованиями пунктов 391 — 406 настоящих Правил.
VIII. Требования к организации технического обслуживания и ремонта СДТУ, устройств сигнализации, СИ
426. В период проведения ОТО субъектами электроэнергетики принимаются меры по восстановлению исправного состояния СДТУ при фиксации системами объективного контроля снижения контролируемых параметров технического состояния СДТУ, указанных в приложении N 92 к настоящим Правилам. Дефекты и повреждения элементов СДТУ и регламент проведения их контроля указаны в приложении N 93 к настоящим Правилам.
427. По результатам ПТО субъекты электроэнергетики должны оформить протокол с указанием заключения о соответствии СДТУ требованиям нормативной и технической документации. СДТУ, несоответсвующие# требованиям нормативной и технической документации, выводятся в ремонт с учетом положений Правил вывода в ремонт.
429. Годовые графики технического обслуживания и ремонта СДТУ утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Графики технического обслуживания и ремонта СДТУ, находящихся в диспетчерском ведении или управлении субъекта оперативно-диспетчерского управления, должны быть согласованы субъектом электроэнергетики с субъектом оперативно-диспетчерского управления в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.
431. Вывод в ремонт СДТУ, находящегося в диспетчерском ведении или управлении субъекта оперативно-диспетчерского управления, в том числе в случае аварийного отключения, должен оформляться диспетчерской заявкой в соответствии с требованиями субъекта оперативно-диспетчерского управления.
432. Работы по ремонту СДТУ должны производиться по технологическим картам, ППР и другой ремонтной документации.
Технологические карты содержат описание условия и последовательность проведения работ, защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент.
Проект производства ремонтных работ определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения, порядок обеспечения материально-техническими и кадровыми ресурсами, а также требованиями к безопасности по охране труда.
При проведении дополнительных работ или в случае, когда выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики должен определить срок и порядок проведения дополнительных работ или устранения указанных дефектов.
435. По усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики создается резервный фонд запасных частей, комплектующих, материалов и в целом СДТУ, который используется при проведении ТОиР.
437. Требования по техническому обслуживанию и ремонту линий связи СДТУ должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Техническое обслуживание линий связи СДТУ должно проводиться с целью поддержания их исправного состояния.
При проведении работ по ПТО контролируются свойства, показатели, параметры и характеристики линий связи СДТУ, перечисленные в приложении N 92 к настоящим Правилам.
Ремонт линий связи СДТУ должен проводиться с целью восстановления их работоспособного состояния на начальном этапе, а в дальнейшем — с целью восстановления их исправного состояния и выполняться в следующем порядке:
перестройкой технологической сети связи энергосистемы операциями обходов и замен и оперативными указаниями системы оперативно-технического управления с использованием резервных, подменных и временно не задействованных трактов и каналов передачи;
автоматическим переключением в резерв или другим вариантам, осуществляемым технологической сетью связи энергосистемы в централизованных автоматизированных системах обслуживания;
применением подвижных средств и гибких кабельных вставок;
заменой или устранением неисправностей аппаратуры систем передачи и оборудования линейно-кабельных сооружений.
Об изменении состояния, перестройке технологической сети связи энергосистемы технический персонал узлов связи должен немедленно сообщить своему непосредственному руководителю.
Для цифровых СДТУ сообщения об изменении технического состояния, о перестройке технологической сети связи энергосистемы и ее восстановлении должны автоматически регистрироваться в программно-аппаратных комплексах и оформляться персоналом в порядке, установленном техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Для аналоговых СДТУ сообщения об изменении состояния и восстановлении технологической сети связи энергосистемы, а также действия технического персонала по устранению неисправностей отражается в оперативном журнале и в журнале дефектов оборудования СДТУ.
Организация планирования, подготовки и производства ремонта линий связи СДТУ должна осуществляться субъектами электроэнергетики в соответствии с пунктами 428 — 433 настоящих Правил.
440. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна проводиться на основании приемки СДТУ из ремонта. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна устанавливаться каждой организации — исполнителю ремонта в пределах выполненного ей объема ремонта.
Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично;
хорошо;
удовлетворительно;
неудовлетворительно.
Оценка «отлично» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в пункте 441 настоящих Правил.
Оценка «хорошо» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 441 настоящих Правил, и выполнении более половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по восьмой пункта 441 настоящих Правил.
Оценка «удовлетворительно» должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 441 настоящих Правил, и выполнении менее половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по восьмой пункта 441 настоящих Правил.
Оценка «неудовлетворительно» должна устанавливаться при невыполнении одного или более требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 441 настоящих Правил, вне зависимости от выполнения требований, указанных в абзацах с шестого по восьмой пункта 441 настоящих Правил.
Приложение N 2
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Нормы
продолжительности и периодичности планового ремонта энергоустановок тепловых электростанций с поперечными связями
Таблица 1. Нормы продолжительности планового ремонта и периодичности планового капитального ремонта паровых котлов, топливо — уголь
Давление пара, МПа | Паропроизводительность, т/ч | Периодичность капитального ремонта, лет | Нормативный межремонтный ресурс, часов | Вид ремонта Т — текущий С — средний К — капитальный | Продолжительность ремонта, календарные сутки | ||||||
в году проведения капитального ремонта | в году проведения среднего ремонта | в году проведения только текущего ремонта | |||||||||
в капитальном ремонте | в текущем ремонте | всего | в среднем ремонте | в текущем ремонте | всего | ||||||
До 6,5 (65) включительно | До 35 включительно | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 16 | 6 | 22 | 6 | 6 | 12 | 9 |
До 6,5 (65) включительно | Свыше 35 до 100 включительно | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 18 | 7 | 25 | 7 | 7 | 14 | 11 |
До 6,5 (65) включительно | Св. 100 до 150 включительно | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 20 | 8 | 28 | 8 | 8 | 16 | 12 |
До 6,5 (65) включительно | Св. 150 до 200 включительно | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 23 | 9 | 32 | 9 | 9 | 18 | 14 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | Св. 70 до 120 включительно | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 23 | 9 | 32 | 9 | 9 | 18 | 14 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | 150-170 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 25 | 11 | 36 | 10 | 9 | 19 | 16 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | 200-300 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 33 | 13 | 46 | 13 | 13 | 26 | 20 |
14 (140) | 210 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 35 | 14 | 49 | 15 | 13 | 28 | 22 |
14 (140) | 320 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 38 | 16 | 54 | 17 | 14 | 31 | 24 |
10-11(100-110) | 420-430 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 40 | 16 | 56 | 18 | 16 | 34 | 24 |
14 (140) 15 (150) | 400-420 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 44 | 18 | 62 | 20 | 18 | 38 | 27 |
14 (140) | 480-500 | 4 | 27200 | Т-СТ-Т-КТ | 46 | 20 | 66 | 24 | 20 | 44 | 30 |
Таблица 2. Нормы периодичности и продолжительности планового ремонта паровых котлов при сжигании мазута свыше 30%
Давление пара, МПа | Паропроизводительность, т/ч | Периодичность капитального ремонта, лет | Нормативный межремонтный ресурс, часов | Вид ремонта Т — текущий С — средний К — капитальный | Продолжительность ремонта, календарные сутки | ||||||
в году проведения капитального ремонта | в году проведения среднего ремонта | в году проведения только текущего ремонта | |||||||||
в капитальном ремонте | в текущем ремонте | всего | в среднем ремонте | в текущем ремонте | всего | ||||||
До 6,5 (65) включительно | До 35 включительно | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 14 | 6 | 20 | 7 | 6 | 13 | 9 |
До 6,5 (65) включительно | Свыше 35 до 100 включительно | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 16 | 7 | 23 | 7 | 7 | 14 | 11 |
До 6,5 (65) включительно | Св. 100 до 150 вкл. | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 18 | 8 | 26 | 8 | 8 | 16 | 12 |
До 6,5 (65) включительно | Св. 150 до 200 вкл. | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 21 | 8 | 27 | 8 | 8 | 16 | 12 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | Св. 70 до 120 вкл. | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 21 | 8 | 29 | 8 | 8 | 16 | 12 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | 150-170 | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 23 | 10 | 33 | 10 | 10 | 20 | 16 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | 200-300 | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 30 | 12 | 42 | 12 | 12 | 24 | 18 |
14(140) | 320 | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 34 | 14 | 48 | 15 | 14 | 29 | 20 |
10-11 (100-110) | 420-430 | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 36 | 14 | 50 | 16 | 14 | 30 | 10 |
14 (140) 15 (150) | 400-420 | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 40 | 16 | 56 | 18 | 16 | 34 | 22 |
14 (140) | 480-500 | 5 | 34000 | Т-Т-СТ-Т-КТ | 42 | 18 | 60 | 22 | 18 | 40 | 24 |
Таблица 3. Нормы продолжительности планового ремонта и периодичности планового капитального ремонта паровых котлов, топливо — газ
Давление пара, МПа | Паропроизводительность, т/ч | Периодичность капитального ремонта, лет | Нормативный межремонтный ресурс, часов | Вид ремонта Т — текущий С — средний К — капитальный | Продолжительность ремонта, календарные сутки | ||||||
в году проведения капитального ремонта | в году проведения среднего ремонта | в году проведения только текущего ремонта | |||||||||
в капитальном ремонте | в текущем ремонте | всего | в среднем ремонте | в текущем ремонте | всего | ||||||
До 6,5 (65) включительно | До 35 вкл. | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 14 | 6 | 20 | 7 | 6 | 13 | 9 |
До 6,5 (65) включительно | Свыше 35 до 100 включительно | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 16 | 6 | 22 | 7 | 6 | 13 | 10 |
До 6,5 (65) включительно | Свыше 100 до 150 включительно | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 18 | 6 | 24 | 8 | 6 | 14 | 10 |
До 6,5 (65) включительно | Свыше 150 до 200 включительно | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 20 | 6 | 26 | 8 | 6 | 14 | 12 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | Свыше 70 до 120 включительно | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 20 | 8 | 28 | 10 | 8 | 18 | 14 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | 150-170 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 22 | 8 | 30 | 10 | 8 | 18 | 14 |
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно | 200-300 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 28 | 10 | 38 | 12 | 10 | 22 | 16 |
14 (140) | 210 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 30 | 10 | 40 | 14 | 10 | 24 | 16 |
14 (140) | 320 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 33 | 11 | 44 | 14 | 11 | 25 | 17 |
10-11 (100-110) | 420-430 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 34 | 11 | 45 | 16 | 11 | 27 | 17 |
14 (140) 15 (150) | 400-420 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 39 | 12 | 56 | 16 | 12 | 28 | 24 |
14(140) | 480-500 | 6 | 40800 | Т-Т-СТ-Т-Т-КТ | 41 | 12 | 59 | 20 | 12 | 32 | 21 |
Таблица 4. Нормы периодичности и продолжительности планового ремонта паровых турбин
Тип турбины | Давление пара, МПа | Мощность, МВт | Периодичность капитального ремонта, лет | Нормативный межремонтный ресурс, часов | Вид ремонта Т — текущий С — средний К — капитальный | Продолжительность ремонта, календарные сутки | ||||||
в году проведения капитального ремонта | в году проведения среднего ремонта | В году проведения только текущего ремонта | ||||||||||
в капитальном ремонте | в текущем ремонте | всего | в среднем ремонте | в текущем ремонте | всего | |||||||
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые | 6,5 (65) | до 12 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 12 | — | 12 | — | — | — | 4 |
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые | до 6,5 (65) | до 12 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 13 | — | 13 | — | — | — | 4 |
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые | до 6,5 (65) | 13-15 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 16 | — | 16 | — | — | — | 5 |
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые | до 6,5 (65) | 13-24 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 18 | — | 18 | — | — | — | 6 |
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые | до 6,5 (65) | 26-50 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 21 | — | 21 | — | — | — | 6 |
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые | до 6,5 (65) | 26-50 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 23 | — | 23 | — | — | — | 7 |
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые | до 6,5 (65) | 51-100 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 25 | — | 25 | — | — | — | 7 |
Турбины с противодавлением | до 6,5 (65) | до 12 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 12 | — | 12 | — | — | — | 4 |
ПТ-12-90/10 | 9(90) | 12 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 18 | — | 18 | — | — | — | 6 |
К-25-90 | 9(90) | 25 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 23 | — | 23 | — | — | — | 7 |
ПТ-25/90/10 | 9(90) | 25 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 25 | — | 25 | — | — | — | 8 |
Р-12-90/13 Р-12-90/18 Р-12-90/31 | 9(90) | 12 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 18 | — | 18 | — | — | — | 6 |
Р-25-90/18 Р-25-90/31 | 9(90) | 25 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 27 | — | 27 | — | — | — | 7 |
ПР-25-90/10/09 | 9(90) | 25 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 27 | _ | 27 | _ | _ | _ | 7 |
К-50-90 | 9(90) | 50 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 26 | — | 26 | — | — | — | 7 |
К-100-90 | 9(90) | 100 | 5 | 34000 | Т-Т-С-Т-К | 31 | — | 31 | 12 | — | 12 | 9 |
ПТ-60/75-90/13 | 9(90) | 60 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 31 | — | 31 | — | — | — | 9 |
Для паровых турбин, введенных в эксплуатацию до 1991 года | ||||||||||||
Т-50/60-130 | 13 (130) | 50 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 35 | — | 35 | — | — | — | 9 |
ПТ-50/60-130/7 | 13 (130) | 50 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 35 | — | 35 | — | — | — | 9 |
Р-40-130/31 | 13 (130) | 40 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 23 | — | 23 | — | — | — | 6 |
Р-50-130/13 | 13(130) | 50 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 25 | — | 25 | — | — | — | 7 |
ПТ-60/75-130/13 | 13 (130) | 60 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 36 | — | 36 | — | — | — | 9 |
ПТ-80/100-130/13 | 13 (130) | 80 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 36 | — | 36 | — | — | — | 9 |
Т-100/120-130/15 | 13(130) | 100 | 5 | 34000 | Т-Т-С-Т-К | 40 | — | 40 | 16 | — | 16 | 8 |
ПР-25-90/10/ 09 | 9(90) | 25 | 5 | 34000 | Т-Т-Т-Т-К | 27 | — | 27 | — | — | — | 7 |
Р-100-130/15 | 13 (130) | 100 | 5 | 34000 | Т-Т-С-Т-К | 29 | — | 29 | 16 | — | 16 | 8 |
ПТ-135/165-130/15 | 13 (130) | 135 | 5 | 34000 | Т-Т-С-Т-К | 38 | 38 | 16 | — | 16 | 8 | |
Т-175/210-130 | 13 (130) | 175 | 5 | 34000 | Т-Т-С-Т-К | 42 | — | 42 | 17 | — | 17 | 9 |
Для паровых турбин, введенных в эксплуатацию после 1991 года | ||||||||||||
Т-50/60-130 | 13 (130) | 50 | 6 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 35 | — | 35 | — | — | — | 9 |
ПТ-50/60-130/7 | 13 (130) | 50 | 6 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 35 | — | 35 | — | — | — | 9 |
Р-40-130/31 | 13 (130) | 40 | 6 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 23 | — | 23 | — | — | — | 6 |
Р-50-130/13 | 13 (130) | 50 | 6 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 25 | — | 25 | — | — | — | 7 |
ПТ-60/75-130/13 | 13 (130) | 60 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 36 | — | 36 | — | — | — | 9 | |
ПТ-80/100-130/13 | 13 (130) | 80 | 6 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 36 | — | 36 | — | — | — | 9 |
Т-100/120-130/15 | 13 (130) | 100 | 6 | 40800 | Т-Т-С-Т-Т-К | 40 | — | 40 | 16 | — | 16 | 8 |
ПР-25-90/10/ 09 | 9(90) | 25 | 6 | 40800 | Т-Т-Т-Т-Т-К | 27 | — | 27 | — | — | — | 7 |
Р-100-130/15 | 13 (130) | 100 | 6 | 40800 | Т-Т-С-Т-Т-К | 29 | — | 29 | 16 | — | 16 | 8 |
ПТ-135/165-130/15 | 13 (130) | 135 | 6 | 40800 | Т-Т-С-Т-Т-К | 38 | — | 38 | 16 | — | 16 | 8 |
Т-175/210-130 | 13 (130) | 175 | 6 | 40800 | Т-Т-С-Т-Т-К | 42 | — | 42 | 17 | — | 17 | 9 |
Примечание:
1. Продолжительность ремонта установлена в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни;
2. Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте, разрабатывается субъектом электроэнергетики самостоятельно;
3. Нормы продолжительности ремонта паровых котлов, приведенные в таблице 1, установлены для условий сжигания пылеугольного топлива с содержанием золы до 35% при средней абразивности.
К приведенным нормам продолжительности ремонта применяются следующие коэффициенты:
при сжигании пылеугольного топлива с зольностью выше 35% и (или) высокой абразивности — 1,2;
при сжигании сланцев — 1,4;
4. Для текущего ремонта приведена их годовая (суммарная) продолжительность;
5. Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов производится в те же сроки, что и паровых турбин;
6. Периодичность, продолжительность, объемы и перечень технического обслуживания и видов планового ремонта газотурбинных установок устанавливается в соответствии с регламентами изготовителей.
Таблица 5. Нормы продолжительности планового ремонта трансформаторов
Примечания:
1. Продолжительность ремонта приведена для силовых трансформаторов и автотрансформаторов общего назначения с РПН и шунтирующих реакторов, исходя из односменной работы;
2. Продолжительность ремонта трансформаторов не включает время, необходимое для сушки активной части;
Капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110 — 150 кВ мощностью 125 МВт и более, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводится не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и технического состояния.
Остальных трансформаторов — в зависимости от результатов испытаний и их технического состояния.
Таблица 6. Нормы продолжительности планового ремонта синхронных компенсаторов
Примечания:
1. Первая выемка ротора производится не позднее, чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию;
2. Выемка ротора при последующих ремонтах осуществляется по мере необходимости или в соответствии с требованиями нормативных и технических документов.
Приложение N 5
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Годовой график
ремонта основного оборудования электростанций
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
Годовой график ремонта _________________________________________на ______________________г. наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)Наименование оборудования, тип | Станционный номер | Мощность, МВт; паропроизводительность, т/ч | Снижение мощности, МВт | Вид ремонта* (КР, CP, TP, КОН, РЕК, ИСП, ВПр) | Планируемое время ремонта | Перечень сверхтиповых работ | Дата завершения предыдущего капитального ремонта | Наработка, час | Примечание | ||
Начало, дата | Окончание, дата | от последнего капитального ремонта на 01.01 планируемого года | Нормативная между капитальными ремонтами | ||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
------------------------------
* — КР — капитальный ремонт; CP — средний ремонт; TP — текущий ремонт; КОН — консервация; РЕК — реконструкция; ИСП — испытания; ВПР — вынужденный.
должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции)
__________________ _______________________________________________________________________
подпись инициалы, фамилия дата
Приложение N 6
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Годовой график
контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
Годовой график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования _______________________________________________________________на_____________________г. наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)Наименование оборудования, тип | Станционный номер | Мощность, МВт; паропроизводитель ность, т/ч | Сниже ние мощности, МВт | Вид ремонта* (КР, CP, TP) или контроль | Планируемое время проведения ремонта или контроля | Дата завершения предыдущего ремонта или контроля | Наработка, час | Примечание | ||
Начало, дата | Окончание, дата | от последнего капитального ремонта на 01.01 планируемого года | Нормативная | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
------------------------------
*- КР — капитальный ремонт; CP — средний ремонт; TP — текущий ремонт.
должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции)
__________________ _______________________________________________________________________
подпись инициалы, фамилия дата
Приложение N 7
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективный и годовой план подготовки к ремонту установки и оборудования
1. В перспективный план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:
разработка организационно-технических мероприятий, обеспечивающих достижение контрольных технико-экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений, установленных в перспективном плане ремонта;
разработка стандартов генерирующей компании, устанавливающих нормы и требования по ремонту оборудования, зданий и сооружений, организации ремонтной деятельности;
разработка организационно-технических мероприятий по обеспечению соответствия отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и процессов ремонта нормам и требованиям технических регламентов, стандартов генерирующей компании;
проведение аудита ремонтной деятельности электростанций и разработка на основе его результатов организационно — технических мероприятий по повышению эффективности действующей системы ТОиР;
проведение технического аудита для оценки фактического технического состояния оборудования энергоблоков и энергоустановок, зданий и сооружений;
определение по результатам технического аудита уровней надежности и оценки рисков эксплуатации с целью уточнения перечня и объемов ремонтных работ и сроков их выполнения, установленных в перспективном плане ремонта;
разработка регламентов (организационных схем) организации выполнения срочных ремонтных работ в дневное время; срочных ремонтных работ в вечернее и ночное время; ремонтных работ, проводимых без останова энергоблока или энергоустановки;
разработка программ испытаний оборудования, обследований зданий и сооружений до и после ремонта или определение возможности и целесообразности;
разработка необходимой нормативной, технической, технологической, организационной и справочно-информационной документации по ремонту с привлечением, при необходимости, конструкторско-технологических и ремонтных организаций;
разработка или уточнение ранее разработанных графиков выполнения ремонтных работ по номенклатуре и объемам работ, предусматриваемых перспективным планом ремонта;
разработка или уточнение планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков в главном корпусе и по территории электростанции;
разработка или уточнение проектов механизации ремонтных работ, приобретение и монтаж недостающих стационарных и съемных грузоподъемных средств;
определение потребности в универсальном и специальном технологическом оборудовании, ремонтной оснастке, инструменте и сроков обеспечения ими;
разработка проектов, изготовление и монтаж недостающих стационарных и переносных ремонтных площадок;
разработка проектов и изготовление недостающих инвентарных лесов, подмостей, и других приспособлений для производства работ на высоте и разработка способов их крепления;
разработка или уточнение планов размещения рабочих мест на ремонтных площадках и оснащения их недостающими постами энергоснабжения (кислородом, ацетиленом, пропан-бутаном, сжатым воздухом, электрическими разводками для электросварки, термообработки и привода механизмов и инструмента);
расширение действующих или организация новых (временных) производственных мощностей для ремонтных бригад в главном корпусе и вспомогательных объектах тепловых электрических станций;
расширение при необходимости служебных и бытовых помещений, мастерских, инструментальных кладовых.
2. В годовой план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:
уточнение перечня и сроков исполнения организационно-технических мероприятий, включенных в перспективный план подготовки ремонта;
распределение плановой величины затрат на ремонт по отдельным видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям;
определение уточненной номенклатуры и объемов потребности в материально-технических ресурсах для выполнения ремонта и модернизации отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;
определение уточненной потребности в трудовых ресурсах для выполнения ремонта отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;
распределение перечня и объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и привлекаемыми к выполнению ремонта организациями — исполнителями ремонта;
проведение предремонтных испытаний оборудования, обследований зданий и сооружений для уточнения их фактического технического состояния и соответственно перечня и объемов планируемых ремонтных работ;
организация и проведение конкурентных процедур на выполнение работ по ремонту оборудования, зданий и сооружений организациями — исполнителями ремонта;
организация и проведение конкурентных процедур на поставку оборудования, запасных частей и материалов для выполнения годовой программы ремонта;
уточнение ранее разработанной конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемым перечнем и объемом ремонтных работ;
привязка типовой ремонтной документации к условиям выполнения ремонта на электростанции;
разработка технической документации и последующее изготовление ремонтной оснастки и приспособлений, необходимых для выполнения работ, предусмотренных годовым графиком ремонта.
3. В план подготовки к ремонту конкретного энергоблока (энергоустановки), здания и сооружения рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:
уточнение номенклатуры и количества оборудования, запасных частей и материалов в соответствии с утвержденной ведомостью объема ремонта и соответственно уточнение, при необходимости, договоров на поставку материально-технических ресурсов;
проведение входного контроля оборудования, материалов и запасных частей на соответствие требованиям технической документации;
установление (уточнение) порядка получения, доставки на ремонтные площадки и хранения оборудования, материалов и запасных частей;
размещение заказов на механическую обработку крупных деталей, если станочный парк электростанции не может обеспечить необходимой обработки;
проверка состояния производственных, служебных, санитарно-бытовых и складских помещений, предоставляемых персоналу организаций — исполнителей ремонта;
проверка технического состояния (при необходимости проведение ремонта) грузоподъемных средств, технологической оснастки, средств механизации, постов энергоносителей, проведение освидетельствования грузоподъемных механизмов и оборудования, подведомственных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору;
организация на ремонтных площадках рабочих мест, дополнительного освещения и постов энергоносителей;
уточнение конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемым перечнем и объемами ремонтных работ, плановой производительностью ремонта;
уточнение планов размещения узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков;
формирование в необходимом количестве форм организационно-технических документов, включая ремонтные формуляры, технологические карты контроля, измерений, протоколы, акты;
формирование перечня, объемов и сроков проведения подготовительных работ;
организация изготовления запасных частей и деталей оборудования, приобретение которых не предусмотрено договорами поставки материально-технических ресурсов и договорами с привлекаемыми организациями — исполнителями ремонта;
проверка готовности к выполнению ремонта привлеченных ремонтных организаций;
проверка наличия необходимых для выполнения ремонта материально-технических ресурсов;
организация и проведение мероприятий по обеспечению при выполнении ремонта требований промышленной и экологической безопасности, охраны труда и пожарной безопасности;
организация работы комиссии по проверке готовности электростанции к выполнению ремонта;
установление состава комиссий по приемке оборудования, зданий и сооружений из ремонта.
Приложение N 9
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Ведомость
планируемых работ по ремонту установок и оборудования
УТВЕРЖДАЮ
_________________________________________________________ ___________________________________
наименование обособленного подразделения субъекта должность технического руководителя
электроэнергетики (электростанции) _____________ _____________________
подпись инициалы, фамилия
_______________________
дата
ВЕДОМОСТЬ планируемых работ по __________________________________ ремонту вид ремонта __________________________установки (оборудования) станционный N________________ наименованиеСрок ремонта с ____________ по __________________
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование эксплуатационного подразделения подпись, инициалы, фамилия
электростанции)
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование подразделения электростанции подпись, инициалы, фамилия
исполнителя работ)
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование подразделения организации - подпись, инициалы, фамилия
исполнителя ремонта)
------------------------------
* По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы.
Приложение N 10
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ параметров технического состояния котельной установки_____________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
станционный N _______________, с паровым котлом
типа _______________, завод_______________________,
заводской N__________ год пуска в эксплуатацию______________
Котельная установка находилась в ________________ ремонте
(вид ремонта)
с _____________20___ г. до ____________20___ г.
N п/п | Наименование параметра | Единица измерения | Значения | Нормативный документ, регламентирующий параметр | Причины несоответствия значения после ремонта нормативному | ||
норматив | до ремонта | после ремонта | |||||
1. | Паропроизводительность приведенная к номинальным параметрам | т/ч | |||||
2. | Температура перегретого пара | °С | |||||
3. | Температура пара промперегрева | °С | |||||
4. | Присосы холодного воздуха в топку | % | |||||
5. | Присосы в газоходы на участке «законвективным пароперегревателем — за дымососом» | % | |||||
6. | Присосы холодного воздуха в систему пылеприготовления | % | |||||
7. | Присосы в золоуловители | % | |||||
8. | Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов (далее — ДС) нитка «А», «Б» |
| |||||
9. | Степень открытия направляющих аппаратов ДС, нитка «А», «Б» | % | |||||
10. | Степень открытия направляющего аппарата дутьевого вентилятора (далее — ДВ), нитка «А», «Б» | % | |||||
11. | Температура уходящих газов за ДС, нитка «А», «Б» | °С | |||||
12. | Потери тепла с уходящими газами, | % | |||||
13. | Потери тепла с механическим недожогом, | % | |||||
14. | Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление топлива | кВт*ч/т | |||||
15. | Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье | кВт*ч/т пара | |||||
16. | Содержание в дымовых газах |
| |||||
17. | Температура питательной воды перед котлом | °С | |||||
18. | Расход питательной воды на котёл | т/ч | |||||
19. | Давление перегретого пара |
| |||||
20. | Давление на напоре дутьевых вентиляторов, нитка «А», «Б» |
| |||||
21. | Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении | — | |||||
22. | Среднее содержание кислорода за ДС | % | |||||
23. | Степень открытия рециркуляции горячего воздуха на всас ДВ, нитка «А», «Б» | % | |||||
24. | Температура холодного воздуха, (температура на всасе ДВ) | °С | |||||
25. | Средняя температура воздуха за калориферами | °С | |||||
26. | Средняя температура горячего воздуха, | °С | |||||
27. | Потери тепла с химическим недожогом, | % | |||||
28. | Потери тепла в окружающую среду, | % | |||||
29. | Потери тепла с физическим теплом шлака, | % | |||||
30. | Коэффициент полезного действия котла «брутто» по обратному балансу | % | |||||
31. | Количество работающих горелок | шт. | |||||
32. | Количество дымосос рециркуляции газов в работе | шт. | |||||
33. | Расход топлива, В | т/ч, | |||||
34. | Марка угля | ||||||
35. | Количество работающих систем пылеприготовления | шт. | |||||
36. | Калорийность угля, | ккал/кг | |||||
37. | Тонкость пыли | % | |||||
38. | Зольность, | % | |||||
39. | Влажность, | % | |||||
40. | Содержание серы, | % | |||||
41. | Содержание горючих в уносе, | % | |||||
42. | Содержание горючих в шлаке, | % | |||||
43. | Калорийность газа, |
| |||||
44. | Марка мазута | — | |||||
45. | Калорийность мазута, | ккал/кг | |||||
46. | Содержание серы в мазуте, | % | |||||
47. | Температура мазута перед горелками, | °С | |||||
48. | Калорийность торфа, | ккал/кг | |||||
за ДС (при 
)
Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции):
_____________________ _____________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
_________________________ подпись инициалы, фамилия
Приложение N 14
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ параметров технического состояния турбогенератора________________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции)
станционный N __________тип______________________
завод (фирма) ________________год пуска в эксплуатацию___________
Турбогенератор находился в _________________ в ремонте
(вид ремонта)
с ______________20__ г. до __________________20_ г.
Рекомендуемый образец фиксации скоростной вибрационной характеристики турбогенератора приведен в таблице ниже.
Таблица N 1 Фиксация скоростной вибрационной характеристики турбогенератора
Примечание:
1. Все параметры технического состояния турбогенератора и его составных частей: электрическое сопротивление, параметры охлаждающей среды, температуры активных частей турбогенератора, вибрация и прочие должны определяться методами, аппаратурой, инструментом и измерительными приборами в соответствии с обязательными требованиями, устанавливаемыми к объемам и нормам испытаний электрооборудования.
2. Тепловые испытания активных частей турбогенератора проводятся в соответствии с обязательными требованиями, устанавливаемыми к объемам и нормам испытаний электрооборудования.
3. Вибрация опорных подшипников турбогенераторов и их возбудителей измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема — в осевом и поперечном направлениях.
Скоростную характеристику вибрации опорных подшипников турбогенератора (вала ротора) следует снять путем проведения замеров вибросмещения 2А в поперечном и вертикальном направлениях (мкм) и фазы 
(градусы) при развороте турбогенератора в «холодном состоянии» через каждые 150 — 200 об/мин до достижения частоты вращения ротора турбогенератора равной 2/3 номинальной.
4. Вибрация сердечника и корпуса статора определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов. В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора (контактная коррозия, повреждения узлов крепления сердечника). Вибрация измеряется в радиальном направлении в сечении, по возможности близком к середине сердечника.
5. Вибрация лобовых частей обмотки определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов.
В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении истирания изоляции или ослаблении крепления обмотки, появления водорода в газовой ловушке или частых течей в головках обмотки с водяным охлаждением и соответственно водородным или воздушным заполнением корпуса.
Вибрация измеряется в радиальном и тангенциальном направлении вблизи головок трех стержней обмотки статора.
6. Проверка плотности системы жидкостного охлаждения обмотки статора проводится избыточным статическим давлением воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (
мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (
мм), если в заводских инструкциях не указаны другие, более жесткие требования.
Продолжительность испытания 24 часа.
При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более чем на 0,5%. Перед окончанием испытания следует тщательно осмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.
Проверка плотности жидкостного охлаждения обмотки ротора и других составных частей и устройств проводится согласно заводским рекомендациям.
7. Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях турбогенератора производится у генераторов с водородным охлаждением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки, проверка производится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом выходном вентиле за определенный промежуток времени. Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в заводских инструкциях.
8. 1-ая критическая частота вращения фиксируется и заносится в графу «частота вращения». В таблице N 1 столбец параметров 1-ой критической скорости приведен произвольно.
Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):
____________________________ __________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
____________________________ __________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 15
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ параметров технического состояния синхронного компенсатора (шунтирующего реактора)________________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции)
станционный (подстанционный) N __________, тип______________
завод (фирма)____________, заводской N ________________
год выпуска ____________, год пуска в эксплуатацию______________
Синхронный компенсатор (шунтирующий реактор) находился в
__________________________________________________ремонте
(вид ремонта)
с ____________20__ г. до ____________20__ г.
Примечание: В подразделе «Обмотка статора» пункта 1 и 2 (соответственно «Сопротивление изоляции обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз) в горячем и холодном состоянии») сопротивление изоляции записывается в виде дроби, в числителе которой указывается сопротивление изоляции через 60 с после приложения напряжения, в знаменателе — через 15 с.
Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции):
_______________ ________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
_______________ ________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 16
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора)________________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции)
станционный (подстанционный) N _________________,
заводской номер ____________, тип_______________,
завод (фирма) _____________, год выпуска_____________,
год пуска в эксплуатацию___________________________
Трансформатор (автотрансформатор) находился в
___________________________________________________ремонте
(вид ремонта)
с _______________20__ г. до _________________20__ г.
Заливка маслом проводилась
_________________________________________________________________________
(метод заливки, вакуум, продолжительность заливки)
_________________________________________________________________________
Продолжительность отстоя масла до испытания
_________________________________________________________________________
Продолжительность соприкосновения активной части с окружающим
воздухом, час_________, температура активной части, измеренная на верхнем
ярме магнитопровода, в начальный период соприкосновения с воздухом,
°С _____________, в конце °С__________________
Ремонт производился в условиях______________________________________
(завода, энергопредприятия)
Метод нагрева ____________, продолжительность, час____________
Примечания:
1. Измерения изоляции проводить в соответствии с обязательными требованиями к объемам и нормам испытаний электрооборудования.
2. Образцы твердой изоляции по пункту 11 отобрать в начале вскрытия и перед заливкой активной части маслом.
Результаты испытаний, измерений маслонаполненных вводов проводятся в соответствии с обязательными требованиями к объемам и нормам испытаний электрооборудования.
Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции):
_______________ ________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
_______________ ________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 18
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ параметров технического состояния золоулавливающей установки_________________________________________________________________________
наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции)
типа _______________________, завод
____________________, заводской N _____________,
год пуска в эксплуатацию___________________________,
золоулавливающая установка установлена за котлом
____________типа______________, станционный N___________
и находилась в _________________________ремонте
(вид ремонта)
с ______________20___г. до _______________20__г.
Параметр технического состояния | Заводские, проектные или нормативные данные | Данные эксплуатационных испытаний или измерений | Примечание | |
до капитального ремонта | после капитального ремонта | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1.Температура газов, поступающих на очистку ,°С | ||||
2. Температура газов за золоулавливающей установкой,°С | ||||
3. Содержание горючих в уносе, % | ||||
4. Расход твердого топлива, т/ч | ||||
5. Избыток воздуха перед золоулавливающей установкой | ||||
6. Избыток воздуха после золоулавливающей установки | ||||
7. Присосы воздуха в золоулавливающей установке, % | ||||
8. Объем дымовых газов, поступающих на очистку при нормальных условиях, | ||||
9. Сопротивление золоулавливающей установки, Па | ||||
10. Расход воды на орошение золоулавливающей установки, т/ч | ||||
11. Удельный расход воды на орошение труб Вентури, т/ч | ||||
12. Количество золы, уходящей с дымовыми газами в атмосферу, т/ч | ||||
13. Удельный расход электроэнергии на очистку 1000 | ||||
14. Скорость дымовых газов в электрофильтре: горловине трубы Вентури, м/с | ||||
15. Степень очистки дымовых газов, % | ||||
16. Запыленность дымовых газов при нормальных условиях: | ||||
перед золоулавливающей установкой, | ||||
после золоулавливающей установки, | ||||
17. Вольтамперные характеристики электрофильтров: | ||||
на воздухе, кВ | ||||
мА | ||||
на дымовых газах, кВ | ||||
мА | ||||
газа, кВт/ч
Примечание:
Правила заполнения: при наличии нескольких параллельно работающих золоулавливающих аппаратов показатели указывать для каждого аппарата и средний показатель на установку в целом.
Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики
(электростанции):
_______________ ________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
_______________ ________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 21
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки)
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
Актготовности _____________________________________к капитальному (среднему) наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ремонту энергоблока (_________________ установки), станционный N_________Комиссия в составе:
Председателя_____________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии:_______________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
" "___________20 г. проверили готовность______________________________
наименование электростанции
к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (_______________установки),
станционный N выводимой в ремонт с _________20 г. на срок _______________
суток.
1. Проверкой выполнения плана подготовки ремонта оборудования энергоблока
(________________установки), проведенной комиссией установлено следующее:
Приложение N 22
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
дефектации оборудования
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ дефектации оборудования _______________________установки наименование станционный N ____________, находящегося в ___________________ремонте вид ремонта с __________________по_________________.Комиссия в составе:
председателя_____________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
и членов комиссии:_______________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
составила настоящий акт в том, что:
Приложения:
Акты о дефектах оборудования________________________
количество
Ведомость дополнительных работ по ремонту
Протокол исключения работ по ремонту
Председатель комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Члены комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 23
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
о выявленных дефектах оборудования
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
Акт о выявленных дефектах____________________________________ наименование оборудованиястанционный номер_________________ тип/марка_____________________________
Комиссия в составе:
председателя_____________________________________________________________
должность, предприятие, фамилия, инициалы
и членов комиссии________________________________________________________
должность, предприятие, фамилия, инициалы
составила настоящий акт в том, что во время ______________________ремонта
вид ремонта
_____________________ установки станционный N ___________
наименование
произведена дефектация___________________________________________________
наименование оборудования
Руководитель эксплуатационного подразделения_________ ___________________
подпись инициалы, фамилия
Ответственный представитель электростанции____________ __________________
подпись инициалы, фамилия
Представитель подразделения по планированию__________ ___________________
и подготовке ремонта подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта установки_____________ _____________________
подпись инициалы, фамилия
Мастер по ремонту оборудования организации -__________ __________________
исполнителя ремонта подпись инициалы, фамилия
Приложение N 24
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
об использовании для ремонта материалов-заменителей
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ об использовании для ремонта материалов-заменителейКомиссия в составе:
Председателя_____________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
и членов комиссии________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
составила настоящий акт о нижеследующем:
При _____________________ ремонте________________________________________
вид ремонта наименование
установки станционный N ____, проведенному с _________по____________, для
изготовления перечисленных ниже составных частей (деталей) оборудования
вместо материалов, указанных в конструкторской документации использованы
допущенные к применению материалы-заменители, качество которых
подтверждено сертификатами.
Председатель комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Члены комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 25
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Ведомость
выполненных работ по ремонту
УТВЕРЖДАЮ
_________________________________________________________ ___________________________________
наименование обособленного подразделения субъекта должность технического руководителя
электроэнергетики (электростанции) _____________ _____________________
подпись инициалы, фамилия
_______________________
дата
ВЕДОМОСТЬ выполненных работ по_____________________ремонту вид ремонта ______________________________________________ станционный N ____________ наименование установкиСрок ремонта с ________________по_______________________
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование эксплуатационного подразделения подпись, инициалы, фамилия
электростанции)
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование подразделения электростанции подпись, инициалы, фамилия
исполнителя работ)
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование подразделения организации - подпись, инициалы, фамилия
исполнителя ремонта)
------------------------------
* По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы
------------------------------
Приложение N 26
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта оборудования
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ приемки из _____________________________ремонта оборудования вид ремонта ________________________________станционный N__________________ наименование установкиКомиссия в составе:
председателя_____________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
и членов комиссии
_________________________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
_________________________________________________________________________
составила настоящий акт о том, что:
Приложение N 27
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта установки
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ на приемку из ___________________________________ремонта вид ремонта ________________________________установки станционный N ________ наименование____________________________________
дата
Комиссия в составе:
председателя_____________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
составила настоящий акт о нижеследующем:
4. Комиссией произведена проверка пожарной безопасности отремонтированной
энергоустановки, по результатам которой установлено:
- отремонтированное основное и вспомогательное оборудование
________________________________________________________________установки
(наименование)
соответствует (не соответствует) нормам и требованиям пожарной
безопасности, установленным в нормативных правовых актах и правилах в
области пожарной безопасности;
- мероприятия по устранению нарушений норм и требований пожарной
безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и
отремонтированного оборудования _______________________________ установки
(наименование)
выполнены (не выполнены).
Причины невыполнения_____________________________________________________
_________________________________________________________________________
Комиссия посредством осмотра установила, что на площадках размещения
отремонтированной установки и непосредственно на установке:
- предусмотренные проектной и конструкторской документацией средства
сигнализации о возникновении пожарной опасности, стационарные средства
пожаротушения находятся (не находятся) в работоспособном состоянии;
- прошедшие проверку переносные средства пожаротушения имеются (не
имеются) в наличии;
- пути эвакуации персонала в случае пожара свободны (не свободны)
для перемещения людей, задействовано (не задействовано) рабочее и
эвакуационное освещение, установлены (не установлены) указатели
направления эвакуации;
- персонал, обслуживающий площадки размещения оборудования
установки, прошел (не прошел) в установленном порядке инструктаж и
проверку знаний по пожарной безопасности, обучен (не обучен) действиям
при возникновении пожара;
- на электростанции имеется (отсутствует) персонал, ответственный за
техническое состояние технических систем пожарной сигнализации и
пожаротушения.
На основании рассмотренных документов и результатов осмотра комиссия
считает необходимым устранить следующие недостатки по обеспечению
пожарной безопасности объекта:
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Отремонтированная _____________установка принимается из ремонта с оценкой
(наименование)
пожарной безопасности_______________________________________.
Приложение N 28
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Решение
о применении ремонта по техническому состоянию
СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
Решение о применении ремонта по техническому состоянию __________________________________станционный (диспетчерский) N (наименование оборудования, тип)_______________________________________________
(наименование субъекта электроэнергетики)
г.____________________ "____"___________201__г.
3. Рассмотрела представленные субъектом электроэнергетики:
3.1. Локальный нормативный акт__________________________________________,
(наименование и обозначение документа)
устанавливающий периодичность, методы, объемы и технические средства
контроля, систему показателей технического состояния и, соответствующие,
их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять
фактическое техническое состояние________________________________________
(наименование ЛЭП, оборудования, тип)
и его изменение в период до следующего выполнения контроля, его полноту,
обоснованность установленных норм и требований и его соответствие
требованиям Правил ТОиР.
Приложение N 29
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию зданий и сооружений
Прилегающая территория
1. Сезонные осмотры закрепленной территории в соответствии с графиком.
2. Планировка грунтовой поверхности вокруг зданий и сооружений для организованного отвода поверхностных вод от стен зданий и сооружений.
3. Подсыпка щебеночных и гравийных покрытий площадок.
4. Очистка, сбор и удаление с прилегающей территории строительных и бытовых отходов.
5. Сезонная вырубка кустарниковой поросли и скашивание травы.
6. Сезонная уборка автомобильных дорог и пешеходных дорожек (по принадлежности) от мусора и грязи.
7. В зимнее время уборка от снега и наледи автомобильных дорог и пешеходных дорожек, посыпка территории противогололедными составами и материалами.
8. Очистка от загрязнений решёток сточных каналов, лотков и приямков ливнестоков.
9. Организация гидропневматической прочистки промливневой канализации.
10. Замена изношенных фасонных частей, задвижек, пожарных гидрантов, вантузов, клапанов, водоразборных колонок.
11. Устранение провалов и просадок грунта территорий, кроме мест расположения над подземными коммуникациями.
12. Очищение от земли, мусора и снега крышек пожарных, смотровых и промливневых колодцев. Отмечание местоположения колодцев специальными табличками.
13. Устранение повреждения дорожных покрытий (выбоины, просадки, трещины, разрывы, разрушения или дефекты установки бордюрных камней). Ремонт просевших отмосток, тротуаров, пешеходных дорожек.
14. Ремонт решёток и плит перекрытия, перекрывающих лотки, каналы и приямки.
15. Производство планировки кюветов дорог для отвода поверхностной воды.
16. Подготовка систем водостоков к сезонной эксплуатации.
17. Выполнение работ по устранению отдельных дефектов и деформаций.
18. Окраска решетчатых ограждений, ворот, оград.
19. Подготовка к сезонной эксплуатации оборудования тренировочных полигонов.
Окна, ворота, двери зданий и сооружений
40. Укрепление или регулировка механизмов фиксации ворот, дверей и оконных створок, за исключением механизмов открывания оконных конструкций в зданиях.
41. Устранение дефектов механизмов фиксации оконных конструкций в зданиях.
42. Регулировка или замена дверных доводчиков (за исключением дверных доводчиков на противопожарных дверях).
43. Устранение дефектов крепления дверных коробок.
44. Устранение дефектов дверных полотен: рассыхание, коробление, перекос, провисание, неплотность притвора, неудовлетворительной работы устройств запирания.
45. Покраска дверных полотен и оконных створок, оконных фрамуг и форточек в местах, не требующих установку лесов.
46. Устранение дефектов крепления оконных фрамуг и форточек в местах, не требующих установку лесов.
47. Установка недостающих, частично разбитых и укрепление слабо укрепленных стекол в дверных заполнениях и оконных заполнениях, не требующих установку лесов.
48. Выполнение уплотнения и герметизации оконных конструкций с использованием герметизирующих мастик, заменой штапиков или уплотнительной резины в местах, не требующих установку лесов.
49. Уплотнение створок ворот, устранение дефектов деревянной обрешетки.
50. Сезонное утепление оконных и дверных проемов при подготовке к отопительному сезону.
Кровля зданий
52. Очищение кровли от снега, пыли, опавшей листвы и мусора, не допуская скопления, равного или превышающего по весовым показателям проектную нормативную нагрузку на покрытие. Удаление наледи и сосулек, свисающих с козырьков кровли.
53. Выполнение очистки ливнесточных воронок и ливнесточных трубопроводов в пределах здания и сооружения от пыли, опавшей листвы, мусора и засоров.
54. Устранение протечек в отдельных местах кровли. Промазка кровельных фальцев и образовавшихся свищей в мягких кровельных покрытиях мастиками или герметиком.
55. Закрытие слуховых окон, люков и входов чердачных помещений.
56. Укрепление оголовков дымовых, вентиляционных труб и металлических покрытий парапета кровли.
57. Укрепление козырьков, ограждений и перил.
58. Укрепление существующих ходовых досок и переходных мостиков
59. Укрепление рядовых звеньев, водоприемных воронок, колен и отмета наружного водостока.
60. Обеспечение работоспособности систем водостоков.
61. Антисептирование деревянных конструкций кровли.
62. Организация покрытия несущих деревянных конструкций кровли противопожарными составами.
63. Организация испытаний и технического обслуживания ограждения крыш.
Междуэтажные перекрытия, полы зданий
69. Очистка от загрязнений строительных конструкций, поддержание санитарного состояния закрепленных помещений, организация влажной и сухой уборки.
70. Поддержание в помещениях проектного режима отопления и вентиляции.
71. Нанесение разметок и маркировок на чистые полы, отражающие габаритные размеры проездов и ремонтных площадок, с указанием допустимых нагрузок.
72. Восстановление отдельных повреждений целостности половых покрытий.
73. Восстановление коррозионной защиты закладных деталей, опорных узлов и арматуры строительных конструкций в местах, не требующих установку лесов.
74. Восстановление отдельных дефектов защитного слоя бетона в строительных конструкциях в местах, не требующих установку лесов.
75. Выполнение крепления оторванных плинтусов, стыковых и пороговых планок.
76. Устранение одиночных провисов каркаса подвесного потолка.
77. Устранение мелких дефектов по окраске строительных конструкций после ремонта сетей, а также инженерного и производственного оборудования зданий и сооружений в местах, не требующих установку лесов.
Санитарно-техническое оборудование и внутренние инженерные сети зданий
80. Сезонные осмотры санитарно-технического оборудования и внутренних инженерных сетей (за исключением противопожарных).
81. Организация ежегодного технического обслуживания противопожарных оборудования и внутренних инженерных сетей.
82. Организация испытаний внутреннего противопожарного водопровода на водоотдачу.
83. Устранение течи кранов водопроводных и горячего водоснабжения, бачков-унитазов и кранов — смесителей душей.
84. Устранение отдельных течей в трубопроводах, приборах и арматуре путем подтягивания муфт, контргаек, постановкой хомутов на резиновых прокладках, обматыванием специальной лентой и пр.
85. Набивка сальников и замена в отдельных помещениях регулировочной и запорной арматуры.
86. Покраска отдельных участков трубопроводов и воздуховодов в местах, не требующих установку лесов.
87. Укрепление существующих крюков, хомутов, кронштейнов и подвесок, а также постановка дополнительных средств крепления трубопроводов и приборов в местах, не требующих установку лесов.
Приложение N 32
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Периодичность капитального ремонта производственных зданий и сооружений
N п/п | Здания и сооружения с их конструктивными характеристиками | Периодичность капитального ремонта, годы | ||
в нормальных условиях | в агрессивных средах | при вибрации и других динамических нагрузках | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
I. | Здания | |||
1. | С железобетонным каркасом, панельными сборными железобетонными стенами | 30 | 20 | 10 |
2. | С металлическим каркасом | 25 | 15 | 8 |
3. | С железобетонным или металлическим каркасом, панельными облегченными стенами, с обшивкой профилированной оцинковоной сталью и аналогичными | 15 | 10 | 12 |
4. | панелями покрытия С железобетонным или металлическим каркасом, с заполнением каркаса каменными материалами | 20 | 15 | 6 |
5. | С каменными стенами из штучных камней или крупноблочных, колонны и столбы железобетонные или кирпичные с железобетонными | 15 | 10 | 6 |
6. | перекрытиями Со стенами облегченной каменной кладки, колонны и столбы кирпичные или железобетонные, перекрытия железобетонные | 12 | 10 | 5 |
II. | Сооружения производственного назначения | |||
1. | Галереи и эстакады топливоподачи металлические | 16 | 10 | 10 |
2. | Эстакады для воздушной прокладки трубопроводов металлические | 16 | 10 | |
3. | Дымовые трубы металлические: | |||
многоствольные | 18 | 12 | 15 | |
одноствольные | 15 | 10 | 15 | |
4. | Дымовые трубы кирпичные и железобетонные | 30 | 20 | 30 |
5. | Газоходы кирпичные для отвода дымовых газов (на железобетонных опорах с железобетонными покрытиями и перекрытиями) с защитной кислотоупорной футеровкой из кирпича | 25 | 15 | 15 |
6. | Металлические газоходы с футеровкой из кислотоупорного кирпича | 15 | 10 | 10 |
7. | Газоходы для отвода дымовых газов из сборных железобетонных панелей с футеровкой из кислотоупорного кирпича | 15 | 7 | 7 |
8. | Газоходы для отвода дымовых газов из сборных железобетонных панелей с футеровкой из силикатполимербетона | 30 | 30 | 30 |
9. | Разгрузочные платформы зданий химводоочистки бетонные и железобетонные | — | 8 | — |
10. | Градирни | |||
10.1. | С железобетонной оболочкой | 18 | 12 | — |
10.2. | Каркасно-обшивные: | |||
10.2.1. | С деревянной обшивкой | 6 | 3 | — |
10.2.2. | С асбошиферной обшивкой | 18 | 12 | — |
10.2.3. | С алюминиевой обшивкой (однослойной, двухслойной) | 20 | — | — |
11. | Резервуары | |||
11.1. | Железобетонные резервуары для мазута | 15 | ||
11.2. | Металлические резервуары для мазута | 10 | ||
11.3. | Металлические резервуары для воды | 7 | ||
Приложение N 34
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Нормы
простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы
При высоте труб до 120 м — 2 суток, но не менее 20 ч светового дня.
При высоте труб выше 120 м до 180 м — 3 суток, но не менее 30 ч светового дня.
При высоте труб выше 180 м до 250 м и более — 4 суток, но не менее 40 ч светового дня.
При высоте труб выше 250 м до 350 м и более — 5 суток, но не менее 46 ч светового дня.
Примечания:
1. Нормы простоя приняты при условии состояния оголовка, позволяющего установку оснастки. При необходимости ремонта оголовка длительность простоя соответственно увеличивается.
2. При возникновении во время монтажа оснастки неблагоприятных погодных условий (гроза, ветер 6 баллов и более, осадки, туман, гололед) работы прекращаются, а длительность простоя соответственно увеличивается.
3. Все подготовительные работы к внутреннему осмотру поверхности футеровки и оголовка трубы выполняются на работающей трубе.
Приложение N 36
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ при типовом капитальном ремонте дымовых труб, газоходов и градирен
1. Типовой перечень работ при капитальном ремонте дымовых труб.
3. Типовой перечень работ при капитальном ремонте градирни.
Приложение N 37
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Ведомость
планируемых ремонтно-строительных работ
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
ВЕДОМОСТЬ планируемых ремонтно-строительных работпо_________________________________________________________________
(вид ремонта) (объект ремонта)
Срок ремонта с _____________по_________________
Основание: акт общего технического осмотра (акт обследования)
_________________________________________от____________________20___г.
(наименование здания, сооружения)
Руководитель _____________________________ ____________________________
(наименование эксплуатационного подпись, инициалы, фамилия
подразделения электростанции)
Руководитель _____________________________ ____________________________
(наименование подразделения подпись, инициалы, фамилия
электростанции исполнителя
работ)
Руководитель _____________________________ ____________________________
(наименование подразделения подпись, инициалы, фамилия
организации-исполнителя
ремонта)
Приложение N 39
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
готовности электростанции к капитальному ремонту здания, сооружения
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
Акт готовности___________________________________________к капитальному (наименование энергообъекта (электростанции)) ремонту__________________________________________________________ (наименование здания, сооружения)Комиссия в составе:
Председателя_____________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии:_______________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
"___"____________20__г. проверили готовность_____________________________
(наименование энергообъекта)
к капитальному ремонту_________________________________________________,
(наименование здания, сооружения)
выводимого в ремонт с ____________20____г. на срок ________________суток.
1. Проверкой выполнения плана подготовки ремонта________________________,
проведенной комиссией установлено следующее:
Приложение N 40
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
АКТ
освидетельствования конструкции (элемента) здания, сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)
N ___________ "____"_____________20___г.
_________________________________________________________________________
(наименование электростанции)
_________________________________________________________________________
(конструкция, (элемент) здания, сооружения, работы)
_________________________________________________________________________
(наименование объекта ремонта, наименование работ)
Рабочая комиссия, назначенная заказчиком
________________________________________________________________________,
(наименование субъекта электроэнергетики, дата и номер документа)
в составе:
председателя рабочей комиссии - представителя заказчика
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, инициалы)
членов рабочей комиссии - представителей:
организации - исполнителя ремонта,_______________________________________
(должность, фамилия, инициалы)
организации, осуществляющей подготовку проектной документации,
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, инициалы)
руководитель производства работ, подлежащих освидетельствованию,
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, инициалы)
а также представители иных организаций участвующих в освидетельствовании,
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(должности, фамилии, инициалы)
произвела освидетельствование выполненных работ, ознакомилась с
предъявленной технической документацией и составила настоящий акт о
нижеследующем:
Приложение N 41
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта зданий и сооружений
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
АКТ приемки из ________________________________ремонта вид ремонта__________________________________________________________
Наименование здания, сооружения
Комиссия в составе:
председателя_____________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
и членов комиссии
_________________________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
_________________________________________________________________________
произвела приемку в эксплуатацию законченный ремонтом объект
_________________________________________________________________________
При приемке установлено:_________________________________________________
Приложение N 42
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Технический журнал
по эксплуатации зданий, сооружений
_________________________________________________________________________
(наименование объекта электроэнергетики)
_________________________________________________________________________
(наименование здания или сооружения по инвентарной ведомости)
Дата ввода в эксплуатацию______________________
Основные технико-экономические показатели
4. Иные показатели________________________________
Дата записи | Содержание | Примечания |
В колонку заносятся данные о результатах технического контроля состояния здания или сооружения и его конструктивных элементов и о его техническом обслуживании, в том числе о: — технических осмотрах; — технических обследованиях; — технических освидетельствованиях; — сведения о фактах существенных нарушений правил эксплуатации и о ликвидации их последствий и принятых мерах по предупреждению аналогичных нарушений. — основные сведения о проведенных текущих и капитальных ремонтах и реконструкциях (сроки, вид, характер, объем). Каждая запись удостоверяется подписью лица, внесшего данную запись. | В колонку заносятся дополнительные сведения, пояснения, ссылки, и иные данные, а также отметки уполномоченного лица о проверке ведения журнала. |
Приложение N 43
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию оборудования гидроагрегатов, технических систем и вспомогательного оборудования
2. На остановленном и работающем гидроагрегате:
контроль подачи смазки на подшипник гидротурбины;
проверка протечек масла через уплотняющие устройства маслоприемника на гидроагрегатах с турбинами поворотно-лопастного типа;
проверка положения клапанов срыва вакуума, целости пружин и отсутствия протечек воды;
проверка гидравлического режима работы гидротурбины по показаниям приборов в шахте гидротурбины, открытия направляющего аппарата по шкале серводвигателя;
проверка периодичности подкачки воздуха в камеру рабочего колеса при работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора (далее — СК);
проверка сигнализации лекажных насосов;
проверка состояния и сигнализации дренажных устройств гидротурбины;
проверка и очистка всасывающих труб самовсасывающих насосов;
измерение перепада уровня воды на сороудерживающих решетках;
проверка смазки на регулирующем кольце, тягах серводвигателя в рычажных передачах и прочих элементах системы регулирования;
проверка целости предохранительных устройств (срезных пальцев, разрывных болтов) направляющего аппарата;
проверка отсутствия протечек масла из серводвигателей направляющего аппарата и работы лекажного агрегата;
проверка состояния маслоохладителей;
проверка отсутствия течей или отпотевания воздухоохладителей;
проверка отсутствия касания тормозного диска колодками;
проверка работы тормозной системы гидроагрегата;
проверка подачи смазки масленками, набивки масленок, смазки передачи к тахометру и подшипникам на валу маятника; проверка нагрева двигателя маятника регулятора частоты вращения;
проверка колебания иглы побудительного золотника регулятора частоты вращения;
проверка положения стрелки балансного прибора (на электрогидравлических регуляторах);
проверка состояния переключения и чистка фильтра золотника регулятора частоты вращения;
проверка уставок регуляторов частоты вращения гидротурбины;
внешний осмотр и обтирка механизмов масло-напорной установки (далее — МНУ);
проверка уровня масла в котле маслонапорной установки (далее — МНУ) — проверка устройств МНУ — цикличности работы насосов МНУ, подачи насосов МНУ, периодичности подкачки воздуха в котел МНУ, периодичности доливки масла в бак МНУ, сигнализации включения резервных насосов МНУ, уровней масла в баках МНУ;
опробование технологических защит по графику;
проверка плотности соединений трубопроводов, при необходимости подтяжка сальниковых уплотнений вентилей;
проверка состояния воздушных фильтров общестанционных компрессоров;
проверка наличия масла в картере общестанционных компрессоров;
проверка сигнализации дренажных насосов здания ГЭС и плотины;
проверка периодичности откачки воды из водоприемных галерей и сигнализация при их переполнении;
проверка температуры охлаждающего воздуха генератора (на входе в генератор и выходе из него);
проверка температуры сегментов и масла подпятника и подшипника генератора, турбинного подшипника;
проверка уровня масла в ванне подпятника и подшипника генератора, турбинного подшипника;
проверка плавности хода гидроагрегата, отсутствия повышенной вибрации, стуков, гидравлических ударов в проточной части гидротурбин;
проверка состояния болтовых соединений в местах, доступных для осмотра, без разборки узлов гидроагрегата;
проверка отсутствия протечек масла из ванны подпятника и подшипника генератора, турбинного подшипника, подводящих трубопроводов, а также разбрызгивания масла на обмотку генератора,
анализ масла, находящегося в эксплуатации;
проверка времени перемещения регулирующих органов гидротурбины — закрытия и открытия направляющего аппарата поворотно-лопастных, радиально-осевых, диагональных гидротурбин; полного хода лопастей на сворачивание и разворот поворотно-лопастных и диагональных гидротурбин; закрытия направляющего аппарата золотником аварийного закрытия; закрытия (времени, в течение которого происходит перемещение клапана на закрытие) клапанов срыва вакуума и холостых выпусков гидротурбин.
Перечень уточняется и дополняется для каждой конкретной гидроэлектростанции с учетом особенностей конструкции, условий эксплуатации и технического состояния гидроагрегатов.
Приложение N 46
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Периодичность и продолжительность планового ремонта гидроагрегатов
Типоразмер гидротурбины | Нормативный межремонтный ресурс | Периодичность капитального ремонта, лет | Продолжительность ремонта, сутки | |||
в году проведения капитального ремонта | в году проведения текущего ремонта | |||||
в капитальном ремонте | в текущем ремонте | всего | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Ковшовые и радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 1,5 до 2,9 м | 32000 | 5 — 7 | 22 | 4 | 26 | 6 |
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 3,0 до 5,4 м, мощностью до 100 МВт включительно | 32000 | 5 — 7 | 28 | 5 | 33 | 8 |
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 3,0 до 5,4 м, мощностью более 100 МВт | 32000 | 5 — 7 | 30 | 6 | 36 | 9 |
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 5,5 до 6,5 м мощностью до 150 МВт включительно | 32000 | 5 — 7 | 32 | 7 | 39 | 9 |
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 5,5 до 6,5 м, мощностью более 150 МВт | 32000 | 5 — 7 | 37 | 8 | 45 | 14 |
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса 7,0 м и выше | 32000 | 5 — 7 | 42 | 9 | 51 | 16 |
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса до 3,6 м | 32000 | 5 — 7 | 25 | 4 | 29 | 7 |
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м | 32000 | 5 — 7 | 28 | 5 | 33 | 8 |
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 5,0 до 7,5 м | 32000 | 5 — 7 | 31 | 7 | 38 | 9 |
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 8,0 до 9,5 м | 32000 | 5 — 7 | 35 | 8 | 43 | 12 |
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса свыше 9,5 м | 32000 | 5 — 7 | 38 | 9 | 47 | 14 |
Капсульные гидроагрегаты при диаметре рабочего колеса турбины до 6,0 м | 32000 | 5 — 7 | 30 | 7 | 37 | 9 |
Капсульные гидроагрегаты при диаметре рабочего колеса турбины более 6,0 м | 32000 | 5 — 7 | 35 | 8 | 43 | 9 |
Примечания:
1. Продолжительность ремонта гидроагрегата (гидротурбина и гидрогенератор) установлена в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.
2. Продолжительность капитального и текущего ремонта установлена исходя из условия выполнения объема работ типового капитального и текущего ремонта.
3. Нормы продолжительности ремонта в зимних условиях увеличиваются на 10%, а для ГЭС, расположенных в условиях Крайнего Севера — на 15%.
4. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидроагрегатов мощностью до 10 МВт не нормируется.
5. Увеличение продолжительности ремонта при работе ГЭС в непроектном режиме утверждает субъект электроэнергетики.
Приложение N 49
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Перечень
организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегатов
В перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегатов включаются следующие организационно-технические мероприятия:
В перспективный план подготовки к ремонту:
разработка организационно-технических мероприятий, обеспечивающих достижение контрольных технико-экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта гидроагрегатов, установленных в перспективном плане ремонта;
разработка нормативных документов субъекта электроэнергетики, устанавливающих нормы и требования по ремонту гидроагрегатов и по организации ремонтной деятельности;
разработка организационно-технических мероприятий по обеспечению соответствия отремонтированных гидроагрегатов и процессов ремонта нормам и требованиям технических регламентов, стандартов, иных нормативных документов, действующих в субъекте электроэнергетики;
проведение аудита ремонтной деятельности на гидроэлектростанциях и разработку на основе его результатов организационно-технических мероприятий по повышению эффективности действующей системы технического обслуживания и ремонта;
проведение технического аудита для оценки фактического технического состояния гидроагрегатов;
определение по результатам технического аудита уровней надежности и оценки рисков эксплуатации с целью уточнения перечня и объемов ремонтных работ и сроков их выполнения, установленных в перспективном плане ремонта;
разработка регламентов (организационных схем) организации выполнения:
срочных ремонтных работ в дневное время;
срочных ремонтных работ в вечернее и ночное время;
ремонтных работ, проводимых без останова установки;
разработку программ испытаний гидроагрегатов до и после ремонта или определение возможности и целесообразности применения типовых программ испытаний;
разработку необходимой нормативной, технической, технологической, организационной и справочно-информационной документации по ремонту с привлечением, при необходимости, конструкторско-технологических и ремонтных организаций;
выполнение работ по созданию и последующему планомерному расширению базы данных, в том числе для применения в создаваемых автоматизированных системах управления ремонтной деятельности гидроэлектростанции, включающей:
паспорта оборудования изготовителей;
технические условия на поставку оборудования;
документы о качестве монтажа;
сведения о наработке оборудования с начала эксплуатации, числе пусков;
сведения о проведенных с начала эксплуатации модернизациях и реконструкциях, техническом перевооружении оборудования, зданий и сооружений;
сведения о замененном оборудовании, узлах и деталях оборудования за весь период эксплуатации, датах замены и причинах произведенной замены;
сведения о повреждениях, отказах и авариях оборудования, датах и причинах повреждений, отказов и аварий;
документы о контроле металла за весь период эксплуатации (протоколы визуального и измерительного контроля, заключения о проведенной неразрушающей дефектоскопии, заключения о прочности металла);
акты расследований аварий;
предписания и акты органов государственного надзора, данные по их выполнению;
акты субъектов оперативно-диспетчерского управления и данные по их выполнению;
сведения по выполнению противоаварийных циркуляров;
протоколы результатов регламентных и экспрессных испытаний оборудования установок;
данные ремонтных журналов;
акты приемки отремонтированных гидроагрегатов из ремонта;
данные отчетных документов по выполненным капитального и текущего ремонта;
сведения документов по производимому входному контролю оборудования, запасных частей и материалов, примененных в процессе выполненного ремонта;
данные по стоимости и трудоемкости ремонтных работ, выполненных в плановые ремонты;
нормативные и технические документы, применяемые в ремонтной деятельности;
результаты определения (оценки) фактического технического состояния гидроагрегатов;
плановые и отчетные документы, разработанные гидроэлектростанцией по мероприятиям, направленным на повышение (долгосрочной) надежности и экономичности гидроагрегатов;
документы экспертных организаций по ресурсу работы гидроагрегатов;
документы экспертных организаций по промышленной безопасности работы гидроагрегатов;
планы и мероприятия направленные на ликвидацию отступлений и нарушений в эксплуатации и ремонте оборудования, выявленных органами государственного надзора;
приказы, распоряжения и другие документы по вопросам эксплуатационно-ремонтной деятельности;
отчеты по реализации ежегодной ремонтной программы;
разработку или уточнение ранее разработанных графиков выполнения ремонтных работ по перечню и объемам работ, предусматриваемых перспективным планом ремонта;
разработку или уточнение планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков в здании гидроэлектростанции (далее — ГЭС) и по территории ГЭС;
разработку или уточнение проектов механизации ремонтных работ, приобретение и монтаж недостающих стационарных и съемных грузоподъемных средств;
определение потребности в технологическом оборудовании, ремонтной оснастке, инструменте и сроков обеспечения ими;
разработка проектов, изготовление и монтаж недостающих стационарных и переносных ремонтных площадок;
разработка проектов и изготовление недостающих инвентарных лесов, подмостей, и других приспособлений для производства работ на высоте и разработка способов их крепления;
разработка или уточнение планов размещения рабочих мест на ремонтных площадках и оснащения их недостающими постами энергоснабжения (кислородом, ацетиленом, пропанбутаном, сжатым воздухом, электрическими разводками для электросварки, термообработки и привода механизмов и инструмента);
расширение действующих или организация новых (временных) производственных мощностей для ремонтных бригад в здании ГЭС и на вспомогательных объектах ГЭС;
расширение при необходимости служебных и бытовых помещений, мастерских, инструментальных кладовых.
В годовой план подготовки к ремонту включается:
информация по уточнению перечня и сроков исполнения организационно-технических мероприятий включенных в перспективный план подготовки ремонта;
сведения о распределении плановой величины затрат на ремонт по отдельным видам и (или) группам оборудования, технических систем;
уточненная номенклатура и объемы потребностей в материально-технических ресурсах для выполнения ремонта и модернизации;
уточненные потребности в трудовых ресурсах для выполнения ремонта;
перечень и объемы ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и привлекаемыми к выполнению ремонта организациями — исполнителями ремонта.
проведение предремонтных испытаний оборудования, технических систем для уточнения их фактического технического состояния и соответственно перечня и объемов планируемых ремонтных работ;
организация и проведение конкурентных процедур на выполнение работ по ремонту оборудования организациями — исполнителями ремонта;
организация и проведение конкурентных процедур на поставку оборудования, запасных частей и материалов для выполнения годовой программы ремонта;
уточнение ранее разработанной конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемым перечнем и объемом ремонтных работ;
разработка месячных планов и графиков ремонта по отдельным видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям;
привязка типовой ремонтной документации к условиям выполнения ремонта на гидроэлектростанции;
разработка технической документации и последующее изготовление ремонтной оснастки и приспособлений, необходимых для выполнения работ, предусмотренных годовым планом ремонта.
В план подготовки к ремонту конкретного гидроагрегата включается:
уточнение номенклатуры и количества оборудования, запасных частей и материалов в соответствии с утвержденной ведомостью объема ремонта и соответственно уточнение, при необходимости, договоров на поставку материально-технических ресурсов;
проведение входного контроля оборудования, материалов и запасных частей на соответствие требованиям технической документации;
установление (уточнение) порядка получения, доставки на ремонтные площадки и хранения оборудования, материалов и запасных частей;
размещение заказов на механическую обработку крупных деталей, если станочный парк ГЭС не может обеспечить необходимой обработки;
проверка состояния производственных, служебных, санитарно-бытовых и складских помещений, предоставляемых персоналу организаций — исполнителей ремонта;
проверка технического состояния (при необходимости проведение ремонта) грузоподъемных средств, технологической оснастки, средств механизации, постов энергоносителей, проведение освидетельствования грузоподъемных механизмов и оборудования, подведомственных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору;
организация на ремонтных площадках рабочих мест, дополнительного освещения и постов энергоносителей;
уточнение конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемым перечнем и объемами ремонтных работ, плановой производительностью ремонта;
уточнение планов размещения узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков;
формирование в необходимом количестве форм организационно-технических документов, включая ремонтные формуляры, технологические карты контроля, измерений, протоколы, акты;
формирование перечня, объемов и сроков проведения подготовительных работ;
организация изготовления запасных частей и деталей оборудования, приобретение которых не предусмотрено договорами поставки материально-технических ресурсов и договорами с привлекаемыми организациями — исполнителями ремонта;
проверка готовности к выполнению ремонта привлеченных ремонтных организаций;
проверка наличия необходимых для выполнения ремонта материально-технических ресурсов;
организация и проведение мероприятий по обеспечению при выполнении ремонта требований промышленной и экологической безопасности, охраны труда и пожарной безопасности;
организация работы комиссии по проверке готовности гидроэлектростанции к выполнению ремонта;
установление состава комиссий по приемке составных частей, конструкций и гидроагрегата в целом из ремонта.
Приложение N 51
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Ведомость
планируемых работ по ремонту гидроагрегата
УТВЕРЖДАЮ
_________________________________________________________ ___________________________________
наименование обособленного подразделения субъекта должность технического руководителя
электроэнергетики (гидроэлектростанции) _____________ _____________________
подпись инициалы, фамилия
_______________________
дата
ВЕДОМОСТЬ планируемых работ по _______________________ремонту гидроагрегата станционный N______ вид ремонтаСрок ремонта с _____________по________________
------------------------------
* По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы.
------------------------------
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование эксплуатационного подразделения подпись, инициалы, фамилия
электростанции)
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование подразделения электростанции подпись, инициалы, фамилия
исполнителя работ)
Руководитель ____________________________________________________ __________________________________
(наименование подразделения организации - подпись, инициалы, фамилия
исполнителя ремонта)
Приложение N 56
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
готовности гидроэлектростанции к капитальному ремонту гидроагрегата
УТВЕРЖДАЮ
_______________________________________
должность технического руководителя
_______________________________________
наименование гидрогенерирующей компании
____________ __________________________
подпись инициалы, фамилия
_____________________
дата
АКТ готовности_________________________________________________________________________
(наименование субъекта электроэнергетики)
к капитальному ремонту гидроагрегата станционный N
_________________________________________________________________________
(наименование гидроэлектростанции)
Комиссия в составе:
Председателя
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии:
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
" "_______________20___г. проверили готовность
_________________________________________________________________________
(наименование субъекта электроэнергетики)
к капитальному ремонту гидроагрегата станционный N
_________________________________________________________________________
(наименование гидроэлектростанции)
выводимого в ремонт с __________ на срок _______ суток 20____г.
1. Проверкой выполнения плана подготовки ремонта гидроагрегата,
проведенной комиссией, установлено следующее:
Приложение N 57
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
дефектации оборудования установки
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ дефектации оборудования________________________установки наименование станционный N ____________, находящегося в ______________ ремонте вид ремонтас ______________по______________.
Комиссия в составе:
председателя_____________________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
и членов комиссии:_______________________________________________________
должность, организация, инициалы, фамилия
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
составила настоящий акт в том, что:
Приложение N 58
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
об использовании для ремонта гидроагрегатов материалов-заменителей
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ об использовании для ремонта гидроагрегата станционный N материалов-заменителейКомиссия в составе:
председателя
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии:
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
составила настоящий акт о том, что:
при _______________________ремонте _________________________________
(вид ремонта) (наименование)
установки ст. N_______, проведенному с __________ по__________,
(дата) (дата)
для изготовления перечисленных ниже составных частей (деталей)
оборудования вместо материалов, указанных в конструкторской документации
использованы допущенные к применению материалы-заменители, качество
которых подтверждено сертификатами.
Председатель комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Члены комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Примечание:
1. В строках «наименование и обозначение оборудования» указывать: гидротурбина, гидрогенератор, техническая система (наименование), вспомогательное оборудование (наименование);
2. В колонке «Наименование, обозначение составной части» указывать наименование составной части, детали, конструктивного элемента, при ремонте которых применен материал-заменитель.
Приложение N 60
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ приемки из _________________ремонта (вид ремонта) составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов_________________________________________________________________________
(наименование составных частей, технических систем, оборудования)
гидроагрегата станционный N ______________
Комиссия в составе:
председателя
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии:
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
составила настоящий акт о том, что:
Приложение N 61
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта гидроагрегата
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ приемки из ________________ремонта гидроагрегата станционный N ________ (вид ремонта)_______________________
(дата)
Комиссия в составе:
председателя
____________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
и членов комиссии:
_________________________________________________________________________
(должность, организация, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
составила настоящий акт о том, что:
4. Комиссией произведена проверка пожарной безопасности площадок
размещения отремонтированного гидроагрегата, по результатам которой
установлено:
отремонтированное основное и вспомогательное оборудование
гидроагрегата соответствует (не соответствует) нормам и требованиям
пожарной безопасности, установленным в нормативных правовых актах и
правилах в области пожарной безопасности;
мероприятия по устранению нарушений норм и требований пожарной
безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и
отремонтированного оборудования гидроагрегата выполнены (не выполнены).
Причины невыполнения________________________________________________
_________________________________________________________________________
Комиссия посредством осмотра установила, что на площадках размещения
отремонтированной установки и непосредственно на установке:
предусмотренные проектной и конструкторской документацией средства
сигнализации о возникновении пожарной опасности, стационарные средства
пожаротушения находятся (не находятся) в работоспособном состоянии;
прошедшие проверку переносные средства пожаротушения имеются (не
имеются) в наличии;
пути эвакуации персонала в случае пожара свободны (не свободны) для
перемещения людей, задействовано (не задействовано) рабочее и
эвакуационное освещение, установлены (не установлены) указатели
направления эвакуации;
персонал, обслуживающий площадки размещения оборудования установки,
прошел (не прошел) в установленном порядке инструктаж и проверку знаний
по пожарной безопасности, обучен (не обучен) действиям при возникновении
пожара;
на электростанции имеется (отсутствует) персонал, ответственный за
техническое состояние технических систем пожарной сигнализации и
пожаротушения.
На основании рассмотренных документов и результатов осмотра комиссия
считает необходимым устранить следующие недостатки по обеспечению
пожарной безопасности объекта:
_________________________________________________________________________
Отремонтированная ____________________ установка принимается из ремонта с
(наименование)
оценкой пожарной безопасности
________________________________________________________________________.
Приложение N 62
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Решение
о применении ремонта по техническому состоянию гидроагрегата
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
Решение о применения ремонта по техническому состоянию _______________________________________ станционный (диспетчерский) N(наименование субъекта электроэнергетики, гидроагрегата)г.__________________ "____"___________20___г.
3. Рассмотрела представленные субъектом электроэнергетики:
3.1. локальными нормативными актами
________________________________________________________________________,
(наименование и обозначение документа)
устанавливающий периодичность, методы, объемы и технические средства
контроля, систему показателей технического состояния и, соответствующие,
их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять
фактическое техническое состояние________________________________________
(наименование линий электропередач,
оборудования, тип)
и его изменение в период до следующего выполнения контроля, его полноту,
обоснованность установленных норм и требований и его соответствие
требованиям Правил ТОиР.
Приложение N 63
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Технический журнал
по эксплуатации гидротехнического сооружения
_________________________________________________________________________
(наименование субъекта электроэнергетики, обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики)
_________________________________________________________________________
(наименование электростанции)
_________________________________________________________________________
(наименование сооружения по инвентарной ведомости)
Дата ввода в эксплуатацию
Основные технико-экономические показатели
1. Площадь сооружения, м2
2. Строительный объем, м3
3. Балансовая (восстановительная) стоимость, тыс. руб.
4. Иные показатели
В графу «Содержание»: заносятся данные о результатах технического контроля состояния сооружения и его конструктивных элементов и о техническом обслуживании сооружения, в том числе о:
— технических осмотрах;
— технических обследованиях;
— технических освидетельствованиях;
— сведения о фактах существенных нарушений правил эксплуатации и о ликвидации их последствий и принятых мерах по предупреждению аналогичных нарушений;
— основные сведения о проведенных текущих и капитальных ремонтах и реконструкциях (сроки, вид ремонта, объем).
В графу «Примечание»: заносятся дополнительные сведения, пояснения, ссылки и иные данные, а также отметки уполномоченного лица о проверке ведения журнала.
Приложение N 66
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
АКТ
предремонтного освидетельствования гидротехнического сооружения
____________________________________________________________________
(наименование электростанции) (гидротехническое сооружение)
Комиссия в составе:
представителей Заказчика____________________________________________
____________________________________________
(должности, инициалы, фамилии)
представителей Подрядчика___________________________________________
___________________________________________
(должности, инициалы, фамилии)
произвела "____"______________ 20___г.
_________________________________________________________________________
освидетельствование в натуре гидротехнического сооружения
_________________________________________________________________________
(гидротехническое сооружение, конструкция, элемент - объект ремонта)
и, ознакомившись с предъявленной производственно-технической
документацией, установила следующее:
На основании изложенного комиссия считает, что объект нуждается в
следующем ремонте:
Представитель Заказчика________________ _____________________
подпись инициалы, фамилия
Представитель Подрядчика________________ ___________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 68
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работ
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТ готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работОбъект ремонта__________________________________________________________.
(конструкция, элемент гидротехнического сооружения)
Комиссия в составе представителей:
Заказчика:
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(должности, инициалы, фамилии,)
Подрядчика:______________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(должности, инициалы, фамилии)
произвела "____"_______________20___г. проверку выполнения Заказчиком
подготовительных работ и наличия материалов для ремонтных работ и,
ознакомившись с производственно-технической документацией, установила:
Приложение N 69
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
процедур при приемке гидротехнического сооружения из ремонта
N п/п | Процедура | Ответственный за осуществление процедуры | Документ, являющийся результатом процедуры |
1 | Создание рабочих комиссий по приемке законченных ремонтом отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений, механического оборудования, специальных работ | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики (заказчик), организации — исполнители ремонта, проектная организация | Распоряжение (приказ) о создании рабочих комиссий |
2 | Сбор и анализ информации, подтверждающей завершение ремонтных работ, соответствие их утвержденной проектной документации, нормативному уровню безопасности, требуемому качеству работ, выполнение предписаний органов государственного надзора | Рабочие комиссии | Комплект материалов, подтверждающих соответствие принимаемого объекта указанным требованиям |
3 | Приемка (освидетельствование) отдельных законченных ремонтом объектов (сооружений, механического оборудования) и работ (в том числе скрытых) | Рабочие комиссии | Акты рабочих комиссий о приемке (освидетельствовании) объектов |
4 | Утверждение актов рабочих комиссий о приемке законченных ремонтом объектов и работ (в том числе скрытых) и передача их приемочной комиссии | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики (заказчик), организации — исполнители ремонта, | Утвержденные акты рабочих комиссий |
5 | Создание Приемочной комиссии по приемке законченного ремонтом гидротехнического сооружения | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики (заказчик), организации — исполнители ремонта, проектная организация | Приказ о создании Приемочной комиссии |
6 | Рассмотрение Приемочной комиссией материалов о готовности гидротехнического сооружения к приемке из ремонта, в том числе: | Приемочная комиссия | |
6.1 | документов, подтверждающих соответствие отремонтированного сооружения утвержденной проектной документации и техническим нормативам, в том числе по результатам испытаний строительных конструкций, технических средств и оборудования | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики, организации — исполнители ремонта, проектная организация | Раздел Акта приемки объекта |
6.2 | актов рабочих комиссий по приемке из ремонта отдельных сооружений и оборудования | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики, председатели рабочих комиссий | Разделы Акта приемки объекта |
6.3 | документов и предписаний органов государственного надзора, выданных в отношении отремонтированного объекта, и документов об их выполнении, | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики, строительная организация | Раздел Акта приемки объекта |
6.4 | документов о готовности персонала и аварийно-спасательных служб к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий на отремонтированном объекте | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики | Раздел Акта приемки объекта |
7 | Подписание Акта о приемке из ремонта гидротехнического сооружения | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики | Акт о приемке гидротехнического сооружения из ремонта |
8 | Процедуры, связанные с подготовкой и утверждением уполномоченными органами надзора декларации безопасности отремонтированного гидротехнического сооружения | Обособленное подразделение субъекта электроэнергетики | Утвержденная декларация безопасности отремонтированного гидротехнического сооружения |
Примечание. Приведенный перечень представлен для применения при проведении комплексного ремонта гидротехнического сооружения; при проведении выборочного ремонта перечень процедур может быть сокращен на основании решения технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики.
Приложение N 70
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
освидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)
_________________________________________________________________________
(наименование электростанции)
_________________________________________________________________________
(конструкция, элемент гидротехнического сооружения, работы)
АКТосвидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)N____________ "___"____________20___г.
_________________________________________________________________________
(наименование объекта ремонта, наименование работ)
Рабочая комиссия, назначенная заказчиком
________________________________________________________________________,
(наименование субъекта электроэнергетики, дата и номер документа)
в составе:
председателя рабочей комиссии - представителя заказчика
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, инициалы)
членов рабочей комиссии - представителей:
организации - исполнителя ремонта,_______________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
организации - исполнителя работ, осуществляющей подготовку проектной
документации,____________________________________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
руководитель производства работ, подлежащих освидетельствованию,
_________________________________________________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
а также представители иных организаций участвующих в освидетельствовании,
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(должности, инициалы, фамилии)
произвела освидетельствование выполненных работ, ознакомилась с
предъявленной технической документацией и составила настоящий акт о
нижеследующем:
Приложение N 71
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта гидротехнического сооружения
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
Объект ремонта ______________________________
(гидротехническое сооружение)
АКТ приемки из ремонта гидротехнического сооруженияКомиссия, назначенная заказчиком_________________________________________
________________________________________________________________________.
(наименование субъекта электроэнергетики, обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики, дата и номер документа)
в составе:
председателя комиссии - представителя заказчика
________________________________________________________________________,
(должность, инициалы, фамилия)
членов комиссии:
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(должности, фамилии, инициалы)
произвела приемку законченного _________________________ ремонтом объекта
(вид ремонта)
_________________________________________________________________________
При приемке установлено:
Приложение N 72
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ типового текущего, среднего и капитального ремонта подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
1. Контрольно-измерительные приборы, приборы теплового контроля, технологических защит и автоматики (далее — Прибор).
Перед выполнением ремонтных работ необходимо убедиться в работоспособности контрольно-измерительного прибора, прибора теплового контроля, технологических защит или автоматики. При отсутствии замечаний к работе Прибора необходимо выполнить его поверку или калибровку, в зависимости от сферы регулирования (обязательная или добровольная).
1.1. В объем текущего ремонта Прибора входит:
вскрытие прибора, очистка;
осмотр узлов и элементов прибора без его разборки;
проверка состояния креплений, контактных соединений изолирующих элементов, отдельных деталей и узлов;
замена быстроизнашивающихся деталей и элементов (контактного ролика, тросика, стекла, фетровых дисков, печатающей каретки, стрелки, тумблеров, переключателей, вибропреобразователей, съемных печатных плат);
проверка работы, регулировка Прибора;
выполнение поверки или калибровки средств измерений.
1.2. В объем среднего ремонта Прибора входит:
вскрытие прибора, очистка;
снятие дефектных узлов (синхронного и реверсивного электродвигателей, многоточечного переключателя, печатающей каретки, ленточного механизма электронного и полупроводникового усилителей, реохорда) и деталей прибора;
ремонт или замена дефектных узлов и деталей Прибора;
устранение неисправностей электрической схемы прибора (замена радиодеталей, микросхем, микросборок, микромодулей, разъемов, стрелочных индикаторов);
сборка прибора;
проверка механических и электрических характеристик прибора в рабочих режимах;
регулировка и настройка Прибора по картам напряжений, контрольным точкам, на соответствие требованиям нормативной и технической документации;
выполнение поверки или калибровки Прибора.
3. График ремонтных работ основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики предусматривает проведение индивидуального опробования, регулировки и наладка подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (далее — АСУ ТП) (средств тепловой автоматики и измерений).
Приложение N 73
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
отчетной документации по результатам проведения капитального (среднего) ремонта подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
1. Протоколы сопротивления изоляции кабельных связей (схем) и электродвигателей электроприводов задвижек и регуляторов.
2. Протоколы сопротивления изоляции кабельных связей точек контроля, участвующих в цепях защит.
3. Протоколы настроек автоматических выключателей.
4. Протоколы настройки первичных преобразователей.
5. Протоколы калибровки средств измерений (первичных преобразователей, вторичных приборов, измерительных каналов) или свидетельства о калибровке средств измерений.
6. Протоколы продувки и проверки на герметичность (опрессовки) импульсных линий первичных преобразователей расхода, давления, уровня.
7. Протокол проверки технологической сигнализации.
8. Протоколы проверки программно-технических комплексов (при наличии).
9. Акты скрытых работ (эскизы профилей регулирующих органов, установка датчиков осевого сдвига ротора турбины, установки датчиков термоконтроля котла).
10. Акт настройки токовых реле, промежуточных реле, реле времени, магнитных пускателей схем авторегуляторов, электроприводов задвижек, технологических защит, блокировок и сигнализации.
11. Акт проверки технологических блокировок и автоматического включения резерва.
12. Акт проверки прохождения дискретных сигналов.
13. Протоколы проверки технологических защит.
14. Акты установки измерительных диафрагм (при их наличии).
15. Расходные характеристики регулирующих органов (при наличии штатных средств измерения расхода до и после ремонта).
16. Протоколы (карты) настроек авторегуляторов.
17. Протоколы приемки из ремонта схем управления запорной и регулирующей арматуры (с воздействием на исполнительный механизм).
Приложение N 74
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
приемки из ремонта подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
УТВЕРЖДАЮ
___________________________________ ___________________________________
наименование обособленного должность технического руководителя
подразделения субъекта _____________ _____________________
электроэнергетики (электростанции) подпись инициалы, фамилия
____________________
дата
АКТПриемки из _________________ ремонта подсистем автоматизированной системы (вид ремонта)управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики иизмерений)Основание:__________________________________________________________
Составлен комиссией:
Председатель комиссии:
____________________________________________________________________
должность, фамилия, инициалы
Члены комиссии
_________________________________________________________________________
должность, фамилия, инициалы
_________________________________________________________________________
должность, фамилия, инициалы
в том, что в период с ______________20____ г. по _______________ 20___ г.
при плановых сроках с ________________ 20___ г. по ______________20___ г.
Цехом/Службой____________________________________________________________
наименование структурного подразделения
произведен капитальный / средний ремонт
_________________________________________________________________________
наименование подсистем автоматизированной системы управления
технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений),
станционный. N , тип, мощность, параметры оборудования
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Отремонтированные подсистемы автоматизированной системы управления
технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
принять в эксплуатацию согласно требованиям нормативной и технической
документации на ремонт
с "___"___________20___г.
Оценка выполненных работ
__________________________________.
Составлена следующая ремонтная документация:
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Председатель комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Члены комиссии: ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 75
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
(рекомендуемый образец)
Акт
на приемку отремонтированных объектов электрических сетей из ремонта
УТВЕРЖДАЮ
__________________________________________
должность технического руководителя
__________________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
_____________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
__________________________
дата
АКТ N ____________от ___________________ на приемку отремонтированных объектов электрических сетей из ремонтаСубъект электроэнергетики:
_________________________________________________________________________
Обособленное подразделение
_________________________________________________________________________
Комиссия в составе:
Председатель:
_________________________________________________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
Члены комиссии:
_________________________________________________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
_________________________________________________________________________
(должность, инициалы, фамилия)
составили настоящий акт в том, что
_________________________________________________________________________
(наименование объекта, объемов)
находился(находились)
в________________________________________________________________________
(плановом, неплановом ремонте, модернизации)
с _______________20___г. по ___________20____г.
Ремонт (модернизация) выполнены в объеме:
_________________________________________________________________________
(вид ремонта / объем модернизации)
_________________________________________________________________________
(перечень невыполненных работ)
Дополнительно выполнены следующие работы ___________________________
_________________________________________________________________________
(перечень дополнительных работ)
Комиссией проверены следующие организационно-технические документы:
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
На основании анализа представленных документов, осмотра
отремонтированных объектов, результатов приемо-сдаточных испытаний
оборудования под нагрузкой в течение 48 часов (для оборудования
подстанций (далее - ПС) 35 кВ и выше) и месячной подконтрольной
эксплуатации (для оборудования ПС 35 кВ и выше) установлены следующие
оценки качества отремонтированных объектов и качества выполнения
ремонтных работ:
Уровень пожарной безопасности объекта электрической сети:
_________________________________________________________________________
На основании изложенного отремонтированные объекты считаются
принятыми из ремонта в эксплуатацию с _____________20___г.
Гарантийный срок эксплуатации отремонтированных объектов
электросетей
_________________________________________________________________________
(календарная продолжительность в месяцах)
с момента включения оборудования под нагрузку
Председатель комиссии ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Члены комиссии: ________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
________________ ____________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 76
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и сроки их проведения
Наименование работы | Сроки проведения |
Осмотры | |
1. Периодический осмотр в дневное время без подъема на опоры | По графикам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Не реже 1 раза в год |
2. Верховой осмотр с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорок (их участков) | На ВЛ или их участках со сроком службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности — не реже 1 раза в 6 лет; на остальных воздушных линий электропередачи (далее — ВЛ) (их участках) — не реже 1 раза в 12 лет |
3. Выборочный осмотр отдельных ВЛ (их участков) инженерно-техническим персоналом | Не реже 1 раза в год |
4. Осмотры инженерно-техническим персоналом ВЛ (или их участков), подлежащих капитальному ремонту и прошедших капитальный ремонт | В течение года предшествующего капитальному ремонту и в период подконтрольной эксплуатации. |
5. Внеочередной осмотр | После отключений при нарушениях работы, после стихийных явлений, при возникновении условий, которые могут привести к повреждению ВЛ, после автоматического отключения ВЛ релейной защитой (по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики) |
6. Ночной осмотр | По мере необходимости |
Основные профилактические измерения, проверки | |
7. Проверка расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений | При осмотрах ВЛ |
8. Измерение стрел провеса проводов и грозозащитных тросов, расстояний между проводами и проводов до элементов опор: на ВЛ 35-220 кВ в 3-5 %, на ВЛ 330-750 кВ в 1% пролетов. | Не реже 1 раза в 6 лет |
9. Измерение ширины просеки | При осмотрах ВЛ |
10. Проверка состояния опор, проводов, грозозащитных тросов и контактных соединений. | При осмотрах ВЛ, после монтажа новых соединений. |
11. Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, гаек анкерных болтов опор | Не реже 1 раза в 6 лет |
12. Выборочная проверка состояния фундаментов опор и U-образных болтов опор на оттяжках с выборочным вскрытием грунта; проверка тяжений в оттяжках | Не реже 1 раза в 6 лет |
13. Проверка состояния железобетонных опор и приставок. | Не реже 1 раза в 6 лет |
14. Проверка антикоррозионного покрытия металлических опор, траверс, подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта | Не реже 1 раза в 6 лет |
15. Проверка загнивания деталей деревянных опор | Первый раз через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей |
16. Проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями или тепловизионным обследованием. | Не реже 1 раза в 6 лет |
17. Проверка (визуально) целостности изоляторов всех типов | При осмотре ВЛ |
18. Проверка электрической прочности фарфоровых изоляторов | Первый раз на 1 — 2 год, второй раз на 6 — 10 год после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее — в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов |
19. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор | После капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства |
20. Измерение сопротивления изоляции заземляющих устройств: | |
— на ВЛ 110 кВ и выше с грозозащитными тросами; | При обнаружении следов перекрытий или разрушении изоляторов электрической дугой. |
— на ВЛ 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов; | Не реже 1 раза в 6 лет. |
— у опор всех типов. | После переустройства, ремонта заземляющих устройств |
21. Выборочное измерение сопротивления заземляющих устройств опор на 2% железобетонных и металлических в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами. | Измерение производится в дополнение к измерениям по пункту 20 настоящего Приложения не реже 1 раза в 12 лет |
22. Проверка состояния трубчатых разрядников, ограничителей перенапряжения, защитных искровых промежутков, проверка наличия заземляющих проводников, их соединения с заземлителем, наличия и целостности грозозащитных тросов | При осмотре ВЛ |
Основные работы, выполняемые при необходимости | |
23. Восстановление нумерации знаков и плакатов. | |
24.Технический надзор за проведением работ при сооружении новых ВЛ | |
25. Наблюдение за образованием гололеда | |
26. Вырубка отдельных деревьев (угрожающих падением на ВЛ или разрастанием в сторону ВЛ на недопустимые расстояния), обрезка сучьев. | |
Работы на трассе ВЛ | |
27. Предохранение опор от низовых пожаров, меры по предотвращению пожаров | По планам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения |
28. Планировка грунта у опор, подсыпка и подтрамбовка грунта у основания опор | По результатам обходов и осмотров |
29. Замена отдельных дефектных элементов ВЛ в межремонтный период, выправка единичных опор | По результатам обходов и осмотров |
Охрана ВЛ | |
30. Работы, связанные с соблюдением правил охраны электрических сетей | По планам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения |
Приложение N 78
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ, выполняемых при капитальном ремонте воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше
При капитальном ремонте воздушных линий электропередачи (далее — ВЛ) напряжением 35 кВ и выше выполняются следующие виды работ:
а) на трассе ВЛ:
расчистка трасс (очистка просек от кустарника, порубочных остатков, хвороста, сучьев, зарослей, сваленных деревьев); на работы по очистке трасс в пределах просеки не требуется оформление разрешения в органах лесного хозяйства;
поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом ВЛ;
вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ (с последующим оформлением лесорубочных билетов, ордеров);
предохранение опор от низовых пожаров;
работы на трассе ВЛ, связанные с устройством проездов по трассе;
планировка грунта у опор, подсыпка и подтрамбовка грунта у основания опор;
обваловка опор привозным (местным) грунтом;
установка и ремонт отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог;
ремонт ледозащитных сооружений опор в поймах рек;
устройство площадок для гнездования птиц (в том числе выносных).
В состав работ капитального ремонта включаются также работы, связанные с повышением надежности и продлением срока службы ВЛ: замена фарфоровых изоляторов на стеклянные и полимерные, усиление изоляции, увеличение количества изоляторов в подвесках, замена отдельных видов арматуры, установка железобетонных приставок к деревянным опорам, замена опор, провода, троса на отдельных участках ВЛ, замена отдельных деревянных опор на железобетонные, подвеска троса на отдельных участках ВЛ, вынос отдельных опор, а также работы по техническому обслуживанию, совмещаемые по времени с ремонтом.
Приложение N 81
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 — 20 кВ и сроки их проведения
Наименование работы | Сроки проведения |
Осмотр воздушных линий электропередачи (далее — ВЛ) | |
1. Периодический осмотр всей ВЛ электромонтерами | Не реже 1 раза в год, по годовому плану технического обслуживания |
2. Выборочный осмотр отдельных ВЛ (участков) инженерно-техническим персоналом. | Не реже 1 раза в год |
3. Осмотр ВЛ, включенных в план капитального ремонта, инженерно-техническим персоналом совмещается с проверкой загнивания деревянных деталей опор, закрепления крюков, состояния изоляторов, проводов, определением состояния железобетонных опор и приставок | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
4. Верховой осмотр | По мере необходимости |
5. Внеочередной осмотр после стихийных явлений или воздействия сверхрасчетных нагрузок | После стихийных явлений или воздействия сверхрасчетных нагрузок |
6. Осмотр, связанный с непредвиденным отключением ВЛ | По мере необходимости |
7. Осмотр после успешного повторного включения | По мере необходимости |
8. Осмотр инженерно-техническим персоналом с составлением акта | После капитального ремонта |
Профилактические проверки и измерения | |
9. Проверка степени загнивания деталей деревянных опор | Через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 3 года. Каждый раз перед подъемом на опору или сменой деталей. В течение года, предшествующего капитальному ремонту. |
10. Проверка состояния железобетонных опор, их элементов, железобетонных приставок | Каждый раз перед подъемом на опору в течение года, предшествующего капитальному ремонту |
11. Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, гаек анкерных болтов опор | Не реже 1 раза в 6 лет |
12. Измерение ширины просеки, высоты деревьев и кустарников под проводами | Не реже 1 раза в 3 года. По мере необходимости по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики. |
13. Измерение сопротивления заземляющих устройств: | |
— на опорах с разрядниками или ограничителями перенапряжения (далее — ОПН), защитными промежутками и электрооборудованием, заземлителями грозозащиты и с повторными заземлением нулевого провода; | Не реже 1 раза в 6 лет |
— выборочно на 2% металлических и железобетонных опор от общего числа опор в населенной местности на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами; | Не реже 1 раза в 12 лет |
— у опор всех типов | После переустройства, ремонта заземляющих устройств |
14. Выборочная проверка состояния заземляющего устройств со вскрытием грунта: | |
— у 2% опор с заземлителями | Не реже 1 раза в 12 лет |
— у опор с заземлителями, подвергающимися интенсивной коррозии | По решению технического руководителя субъекта электроэнергетики |
15. Проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах сближения и пересечения; расстояний между проводами ВЛ с совместной подвеской | По мере необходимости; перед капитальным ремонтом |
16. Проверка сопротивления петли «фаза — нуль» | При подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменения этого сопротивления. При возрастании нагрузки, требующей замены плавкой вставки предохранителя или установки автоматического выключателя. |
17. Проверка разрядников, ОПН, защитных промежутков | В течение года, предшествующего капитальному ремонту. Проверка разрядников со снятием с опор 1 раз 3 года. |
18. Проверка защиты от перенапряжений. | Ежегодно перед началом грозового сезона. |
19. Проверка состояния проводов и соединителей проводов | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
20. Проверка габаритов проводов, расстояний приближения, в том числе в местах пересечений | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
21. Проверка расстояний приближения проводов ВЛ к проводам других ВЛ или проводам проводного вещания при совместной подвеске на общих опорах | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
22. Проверка габарита от проводов до поросли | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
23. Проверка состояния проводов в местах возможного соприкосновения с деревьями, отдельными сучьями | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
24. Проверка отсутствия повреждений зажимов и арматуры для соединения проводов с оборудованием и подземным кабелем | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
Основные отдельные работы, выполняемые по мере необходимости | |
25. Вырубка отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ, обрезка кроны на отдельных деревьях | По результатам осмотров |
26. Замена отдельных поврежденных элементов ВЛ | По результатам осмотров |
27. Выправка отдельных опор | По результатам осмотров |
28. Уплотнение грунта в пазухах котлованов опор | По результатам осмотров |
29. Перетяжка проводов | По результатам осмотров |
30. Удаление набросов на проводах ВЛ | По результатам осмотров |
31. Замена оборванных заземляющих проводников | По результатам осмотров |
32. Перетяжка проволочных бандажей крепления деревянных стоек к приставкам | По результатам осмотров |
33. Замена трубчатых разрядников | По результатам осмотров |
34. Восстановление постоянных знаков, плакатов | По результатам осмотров |
35. Выполнение мероприятий, связанных с охраной ВЛ. Допуск к работам сторонних организаций и надзор за работами, проводимыми вблизи ВЛ | По графикам работ |
36. Технический осмотр при строительстве и реконструкции ВЛ, выполняемый организациями — исполнителями ремонта. | По графикам работ |
37. Работы, связанные с приемкой объектов на баланс и в эксплуатацию | По графикам работ |
38. Наблюдение за образованием гололедно-изморозевых отложений | При возникновении условий для образования гололедно-изморозевых отложений |
Работы на ВЛ с изолированными и защищенными изоляцией проводами* | |
39. Проверка состояния концевых, анкерных, поддерживающих, соединительных и ответвительных зажимов, устройств их крепления к опорам или сооружениям | При осмотрах линии, включенной в план капитального ремонта на следующий год. По мере необходимости |
40. Проверка состояния защитной оболочки проводов в местах возможного соприкосновения с деревьями, отдельными сучьями | При осмотрах линии, включенной в план капитального ремонта на следующий год. По мере необходимости |
41. Проверка отсутствия повреждений арматуры для соединения проводов с оборудованием и подземным кабелем | При осмотрах линии, включенной в план капитального ремонта на следующий год. По мере необходимости |
42. Проверка защитных промежутков, устройств защиты от дуги | При осмотрах линии, включенной в план капитального ремонта на следующий год. По мере необходимости |
43. Замена элементов устройств, защиты проводов от атмосферных перенапряжений | При необходимости |
44. Наложение изолирующей ленты на поврежденные места защитного покрытия провода | При осмотрах линии, включенной в план капитального ремонта на следующий год. По мере необходимости |
* Проводятся наряду с работами 1, 3, 5, 6, 8-10, 12, 15, 17, 18, 20, 21, 23, перечисленными в настоящей таблице | |
Приложение N 82
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию оборудования подстанций 0,38 — 20 кВ и сроки их проведения
Наименование работы | Периодичность проведения |
1. Осмотры электромонтерами | Не реже 1 раз в 6 месяцев |
2. Осмотры оборудования отдельных подстанций (далее — ПС) 0,38 — 20 кВ инженерно-техническим персоналом | Не реже 1 раза в год |
3. Осмотр оборудования ПС 0,38 — 20 кВ, включенных в план капитального ремонта, инженерно-техническим персоналом | В течение года, предшествующего капитальному ремонту |
4.Измерение нагрузок и напряжений на трансформаторах и отходящих линиях | В период минимальных и максимальных нагрузок; сроки и периодичность устанавливаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики |
5. Проверка состояния, проведение измерений оборудования ПС 0,38 — 20 кВ | В соответствии с требованиями действующей нормативной документации |
6. Измерение сопротивления заземляющего устройства ПС 0,38 — 20 кВ | После монтажа, переустройства и капитального ремонта, но не реже 1 раза в 12 лет. |
7. Замена или ремонт дефектных элементов оборудования ПС 0,38 — 20 кВ в | При необходимости |
8. Доливка масла в маслонаполненные аппараты ПС 0,38 — 20 кВ | При необходимости |
9. Обновление надписей, диспетчерских наименований и знаков безопасности | При необходимости |
Приложение N 83
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ типового капитального ремонта воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 — 20 кВ
В период капитального ремонта воздушных линий электропередачи (далее — ВЛ) выполняются следующие виды работ:
расчистка трасс ВЛ от кустарников, сваленных деревьев и сучьев, поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом;
вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ;
установка отбойных тумб;
перетяжка проводов;
сплошная замена опор на участке длиной не более 50% протяженности ВЛ;
выправка опор на протяженных участках ВЛ, подсыпка и трамбовка грунта у основания опор;
обваловка опор привозным (местным) грунтом;
замена стоек, траверс, подкосов и приставок;
установка приставок и подкосов;
перенос и установка дополнительных опор при общем количестве вновь устанавливаемых опор не более 30% количества установленных на ВЛ;
переустройство закреплений опор в грунте;
замена и ремонт (установка и замена соединителей, ремонт муфт, бандажей) проводов;
замена ответвлений ВЛ к вводу в жилые дома и производственные здания;
замена проводов на провода большего сечения или большей механической прочности на участках длиной не более 30% протяженности ВЛ;
устройство двойных креплений проводов;
замена изоляторов на опорах, разъединителях;
установка дополнительных изоляторов;
замена крюков и штырей;
регулировка, ремонт или замена разъединителей;
замена заземляющего спуска, устройство заземления;
проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;
восстановление постоянных знаков по всей длине ВЛ;
замена бандажей, болтовых соединений деталей опор;
ремонт железобетонных опор;
переустройство переходов, пересечений, подходов к подстанциям;
замена, ремонт дефектных участков кабельных вставок;
проверка соответствия нормальных схем ВЛ с фактическим положением;
вынос отдельных опор ВЛ из зон выпучивания грунта (болотистая местность, весенние размывы, затопление и тому подобное);
комплекс работ по определению технического состояния ВЛ, подлежащей ремонту и работ по техническому обслуживанию, совмещаемых по времени с ремонтом.
Приложение N 84
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ типового капитального ремонта оборудования подстанций 0,38 — 20 кВ
По результатам осмотров сетевых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов составляются перечни выполняемых при ремонте работ, утверждаемые техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения, в которые могут быть включены:
ремонт и закрепление конструкций строительной части мачтовых трансформаторных подстанций;
ремонт строительной части закрытой трансформаторной подстанции, распределительных пунктов;
замена корпусов комплектной трансформаторной подстанции;
очистка, ремонт и покраска металлоконструкций, корпусов оборудования, шкафов, панелей, щитов распределительных устройств комплектных трансформаторных подстанций;
замена шкафов, панелей, щитов;
ремонт, замена заземляющих устройств;
проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;
ремонт или замена электрооборудования, вводов (в закрытых трансформаторных подстанциях), сборных шин, блокировочных устройств;
замена кабельных муфт;
замена изоляторов;
демонтаж и замена перегруженных (поврежденных) трансформаторов, выключателей и других аппаратов;
ремонт силовых и измерительных трансформаторов с заменой обмоток, восстановлением изоляционных характеристик;
замена или ремонт средств связи, релейной защиты, автоматики;
ремонт освещения;
комплекс работ по техническому обслуживанию, выполняемый одновременно с ремонтом объекта.
Приложение N 85
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию подстанций 35 кВ и выше и сроки их проведения
Наименование работы | Сроки проведения |
1. Осмотр оборудования оперативным персоналом | На объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в сутки; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования — не реже 1 раза в месяц. На объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 мес. |
2. Внеочередной осмотр оперативным персоналом. | После непредвиденного отключения оборудования; при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед) или усиленном загрязнении на открытом распределительном устройстве, а также после отключения оборудования при коротком замыкании |
3. Выборочный осмотр заместителями технического руководителя, субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения, начальником подстанции, инженерно-техническим персоналом субъекта электроэнергетики. | По графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики. |
4. Испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования | В соответствии с действующей нормативной документацией |
5. Опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период | В соответствии с графиком, установленным техническим руководителем субъекта электроэнергетики. После выполнения ремонта. |
6. Профилактические работы, включая отбор проб масла, доливку масла, замену силикагеля, чистку и обмыв водой загрязненной изоляции оборудования, ошиновку распределительных устройств, смазку трущихся и вращающихся узлов и элементов, промывку и проверку маслоотводов и маслосборных устройств, работы уровнемеров | 2 раза в год. Сроки могут быть увеличены техническим руководителем субъекта электроэнергетики в зависимости от условий эксплуатации и состояния оборудования. |
7. Проверка состояния цепей и контактных соединений между заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством, измерение сопротивления заземляющего устройства, проверка коррозионного состояния заземлителей. | По графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики, но не реже 1 раза в 12 лет; после каждого ремонта и реконструкции заземляющего устройства. |
Приложение N 86
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Периодичность ремонта оборудования подстанций 35 кВ и выше
Наименование оборудования | Вид, периодичность ремонта | Примечания |
Синхронный компенсатор | Капитальный ремонт — не реже 1 раза в 5 лет. Первый ремонт с выемкой ротора — не позднее чем через 8000 часов работы после ввода в эксплуатацию. Средний и текущий ремонты должны выполняться с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем субъекта электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом фактического технического состояния оборудования, климатических и метеорологических условий. | Объем работ при капитальном ремонте синхронного компенсатора указан в приложении N 87 к настоящим Правилам. Объем среднего и текущего ремонта должен определяться заводской инструкцией по эксплуатации. |
Силовой трансформатор, реактор | Капитальные, средние, текущие ремонты должны выполняться с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем субъекта электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом фактического технического состояния оборудования, климатических и метеорологических условий | Объем работ при капитальном ремонте силовых трансформаторов указан в приложении N 88 к настоящим Правилам. Объем среднего и текущего ремонта должен определяться заводской инструкцией по эксплуатации |
Коммутационные аппараты | ||
Трансформаторы тока и напряжения | ||
Аккумуляторная батарея |
Приложение N 87
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ типового капитального ремонта синхронного компенсатора
4. Общие работы по синхронному компенсатору:
проверка систем полного возбуждения;
проверка и ремонт подшипников и маслопроводов в пределах синхронного компенсатора, проверка и ремонт изоляции подшипников;
проверка и ремонт узлов и деталей маслосистемы;
очистка, промывка, опрессовка и ремонт воздухоохладителей, газоохладителей, очистка и промывка воздушных фильтров и окраска воздушных камер;
осмотр и ремонт системы водородного охлаждения, опрессовка синхронного компенсатора и устранение утечек;
проверка и ремонт противопожарной защиты;
проверка и ремонт пусковых и регулирующих устройств, автомата гашения поля и гасительного сопротивления силовой части, аппаратуры водородного охлаждения и теплового контроля;
проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств синхронного компенсатора, его двигателей и аппаратуры возбуждения;
проверка и ремонт разгонного двигателя;
профилактические испытания и измерения.
Приложение N 88
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ типового капитального ремонта силового трансформатора
Демонтаж трансформатора и транспортировка его на ремонтную площадку.
Отбор проб масла на химический анализ и хроматографию.
Прогрев трансформатора на ремонтной площадке.
Предварительные испытания трансформатора.
Вскрытие активной части трансформатора.
Осмотр и очистка магнитопровода, проверка и восстановление изоляции доступных стяжных устройств и их подтяжка, проверка схемы заземления с измерением сопротивления изоляции.
Осмотр и очистка обмоток и отводов, мелкий ремонт ярмовой изоляции и изоляции отводов, подпрессовка обмоток, проверка доступных паек, ремонт несущей конструкции отводов обмоток.
Осмотр, проверка и очистка переключателей ответвлений обмоток, ремонт и подтяжка контактов, проверка паек, перемычек и всех механизмов переключателя регулирования под нагрузкой.
Осмотр, очистка и ремонт крышки, расширителя, предохранительных устройств, арматуры, системы охлаждения, термосифонных или адсорбционных фильтров и воздухосушителей, замена сорбента.
Осмотр, чистка, ремонт (замена) вводов, при необходимости замена масла и испытание вводов перед установкой на трансформатор.
Осмотр, чистка, ремонт и покраска бака.
Проверка избыточным давлением герметичности маслонаполненных вводов.
Сушка, очистка, регенерация и, при необходимости, смена масла.
Сушка изоляции обмоток активной части и трансформаторов тока, необходимость сушки определяется по результатам предварительных испытаний.
Проверка защит и измерительных приборов.
Сборка трансформатора с заменой уплотнений и гидравлические испытания после ремонта.
Испытания после капитального ремонта.
Доставка трансформатора до фундамента, монтаж на фундаменте.
Подготовка к включению и включение трансформатора под нагрузку.
В начале и конце разгерметизации активной части трансформатора производить отбор образцов твердой изоляции на влагосодержание и степень полимеризации.
------------------------------
* У трансформаторов класса напряжения 150 кВ и выше, имеющих наружные барьеры на активной части, обязательно снятие барьеров на момент осмотра обмоток.
------------------------------
Приложение N 91
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Перечень
работ по техническому обслуживанию кабельных линий электропередачи
Наименование работы | Периодичность проведения | |
Напряжение кабеля, кВ | ||
до 35 | 110-500 | |
1 | 2 | |
1. Плановый обход и осмотр электромонтерами трасс кабельных линий, кабельных сооружений: — трассы кабелей, проложенных в земле; — трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием; — трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам; — подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации — по местным инструкциям); — кабельные колодцы; — участки кабельных линий на берегах рек и каналов; — подводные участки кабельных линий; — технадзор за прокладкой кабельных линий и соблюдением технологии монтажа сторонними организациями. | не менее 1 раза в следующие сроки: | |
3 месяца | 1 месяц | |
12 месяцев | — | |
6 месяцев | 3 месяца | |
— | 1 месяц | |
24 месяца | 3 месяца | |
В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики. В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики. По решению технического руководителя субъекта электроэнергетики. | ||
2. Внеочередные обходы и осмотры трасс кабельных линий | При отключении линий релейной защитой, после ливней, в период паводков | |
3. Осмотр туннелей, кабельных этажей и железобетонных кабельных лотков на подстанциях | 1 раз в месяц на подстанциях с постоянным дежурным персоналом; в сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики организации на подстанциях без постоянного дежурного персонала. | |
4. Профилактические испытания и проверка кабельных линий электропередачи | В соответствии с требованиями нормативной документации | |
5. Внеочередные испытания кабельных линий | После ремонта, раскопок, связанных со вскрытием трасс | |
6. Измерения нагрузок кабельных линий | На ответственных кабельных линиях, отходящих от электростанций и подстанций, имеющих постоянный дежурный персонал, контроль за нагрузками производится по стационарным приборам, показания которых записываются в суточные ведомости. На подстанциях, не имеющих постоянный дежурный персонал, контроль за нагрузками производится не реже 1 раза в год в период летнего или осенне-зимнего максимума в часы суток Кроме измерений в период максимума нагрузки производятся измерения во всех случаях изменения схемы или присоединения дополнительных токоприемников и изменения режима работы кабельных линий. Сроки устанавливаются техническим руководителем субъекта электроэнергетик. | |
7. Определение мест повреждения кабельных линий | После отключения линий устройствами релейной защиты и автоматики и при пробое во время профилактических испытаний | |
8. Контроль выполнения владельцами инженерных объектов электрифицированного транспорта, выполнения мероприятий по снижению значений блуждающих токов | В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики | |
9. Оповещение организаций и населения в районах прохождения кабельных линий о порядке производства земляных работ вблизи кабельных трасс; выдача предписаний о соблюдении правил охраны электрических сетей (для кабельных линий электропередачи с изоляцией не из сшитого полиэтилена) | В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики | |
10. Наблюдение за производством земляных работ в охранных зонах кабельных линий | В соответствии с распоряжением технического руководителя субъекта электроэнергетики | |
Приложение N 92
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Контролируемые параметры технического состояния средств технологического и диспетчерского управления (далее — СДТУ) при проведении технического обслуживания
NN п/п | Наименование СДТУ | Контролируемые параметры технического состояния СДТУ* |
1. | Радиорелейные линии связи (полукомплекты) | запас бюджета мощности на замирания; среднее время восстановления в обслуживаемом узле связи. |
2. | Ультро-короткие# волновые радиостанции | дальность связи. |
3. | Оборудование высокочастотной (далее — ВЧ) связи по воздушной линии электропередачи | запас по норме сопротивления изоляции устройств присоединения; запас по норме электрической прочности изоляции устройств присоединения; время передачи команд противоаварийной автоматики; вероятность ложного действия в случае скачка затухания ВЧ тракта; коэффициент готовности на 100 км линии; среднее время восстановления аппаратуры. |
4. | Канал текущих частот 0,3 — 3,4 кГц аналоговых систем передачи | отклонение группового времени прохождения от его значения на частоте 1900 Гц в диапазонах частот 1,4 — 2,7, 0,6 — 3,15 и 0,4 — 3,3 кГц; коэффициент по сбоям и отказам, приведенный к длине 100 км; время восстановления по сбоям; время восстановления по отказам, напряжение помех. |
5. | Автоматические телефонные станции и диспетчерские коммутаторы | средняя суммарная (исходящая и входящая) телефонная нагрузка на абонентскую линию; средняя суммарная (исходящая и входящая) телефонная нагрузка на соединительную линию; нагрузка на линию связи с городской автоматической телефонной станции; потери при повышенной нагрузке для внутристанционных соединений; потери при повышенной нагрузке для исходящих соединений; потери при повышенной нагрузке для входящих соединений; потери при повышенной нагрузке для транзитных соединений; наличие базовых услуг связи, наличие дополнительных услуг связи; схема резервирования диспетчерской подсистемы. |
6. | Устройства телемеханики | сопротивление изоляции цепей межаппаратных кабельных связей; изоляция линии связи от аппарата устройств телемеханики (далее — УТМ) до кабельного канала телемеханики (далее — ТМ); изоляция линии связи от аппарата УТМ до воздушного канала ТМ; наработка между отказами для класса R1, R2, R3 коэффициент готовности для класса A1, А2, A3; среднее время восстановления для класса ремонтопригодности RT1, RT2, RT3, RT4; частота необнаруживаемых ошибок для класса достоверности I1, I2, I3; разрешающая способность по очередности для класса SR1, SR2, SR3, SR4; разрешающая способность по времени для класса TR1, TR2, TR3, TR4; погрешность для класса A1, А2, A3, А4. |
7. | Устройства бесперебойного питания | допустимый диапазон изменения напряжения БП при номинальном значении 48 или 60 В; бесперебойное функционирование устройства бесперебойного питания при допустимых изменениях характеристик внешнего источника питания переменного тока; длительность обеспечения электропитания при пропадании внешней сети для обслуживаемого (необслуживаемого) узла связи; работоспособность устройств управления, контроля, сигнализации. |
8. | Кабельная канализация | отклонение диаметра канала от обязательных требований снижение коэффициента готовности; превышение времени восстановления. |
9. | Линейно-кабельное сооружение (далее — ЛКС) в грунте | отклонение глубины залегания кабеля от проектной; наличие коррозии металлической оболочки кабеля; целостность защитного проводника; снижение коэффициента готовности; превышение времени восстановления. |
10. | ЛКС волоконно-оптических линий связи, смонтированных на высоковольтной линии электропередачи (далее — ВОЛС-ВЛ) | отклонение стрелы провеса кабеля; разрыв проволок внешнего повива; повреждение натяжной и поддерживающей арматуры снижение коэффициента готовности; превышение времени восстановления. |
11. | Кабельные линии связи | герметичность металлической оболочки кабеля; пониженное сопротивление изоляции защитных шлангов; защищенность цепей на дальнем конце; снижение коэффициента готовности; превышение времени восстановления. |
12. | Волоконно-оптические линии связи | эксплуатационный запас в бюджете мощности на элементарный кабельный участок (далее — ЭКУ); повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации; снижение коэффициента готовности; превышение времени восстановления. |
13. | ВОЛС-ВЛ | эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ; повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации; снижение коэффициента готовности; превышение времени восстановления. |
14. | Антенно-мачтовые сооружения | состояние фундаментов и анкеров; проектное положение стволов мачт и башен; монтажные тяжения в оттяжках мачт; состояние болтовых соединений и сварных швов; крепление антенн и волноводных трактов; исправность подъемных механизмов (лебедок, стальных канатов, блоков, люлек верхолаза); герметизация антенно-волноводных трактов; состояние светозащитного ограждения; состояние молниезащиты мачт и оттяжек; значения сопротивления заземления башен, мачт и оттяжек; |
------------------------------
* — для всех СДТУ контролируется соответствие параметров и характеристик паспортным данным, нормативной и технической документации.
------------------------------
Приложение N 93
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Дефекты и повреждения элементов средств технологического и диспетчерского управления (далее — СДТУ), регламент их контроля
Потенциально опасный элемент | Возможный дефект | Метод контроля (диагностирования) | Регламентирующий документ | Периодичность контроля (диагностирования) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Кабельная канализация | Отклонение диаметра канала от требований нормативно-технической документации | метод цилиндра | Общая инструкция по строительству линейных сооружений городской телефонной сети | Не реже 1 раза в год |
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Линейно-кабельное сооружение (далее — ЛКС) в грунте | Отклонение глубины залегания кабеля от проектной | электромагнитный (кабелеискателем), шурфование | проект строительства | После наводнений, селей, подвижек грунта |
Коррозия металлической оболочки кабеля | измерение защитного потенциала (по медносульфатному электроду) | Руководство по строительству линейных сооружений магистральных и внутризоновых кабельных линий связи | Не реже 1 раза в год | |
Разрывы грозозащитного троса | электромагнитный (кабелеискателем), шурфование | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
ЛКС волоконно-оптических линий связи, смонтированных на высоковольтной линии электропередачи (далее — ВОЛС-ВЛ) | Отклонение стрелы провеса кабеля | теодолит, визирные рейки | Обязательные требования к каналам передачи телемеханической информации по линиям электропередачи | Не реже 1 раза в год, после гололеда, шторма, грозы |
Разрыв проволок внешнего повива | осмотр | |||
Повреждение натяжной и поддерживающей арматуры | осмотр | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Кабельная линия | Негерметичность металлической оболочки кабеля | образцовый манометр | Руководство по содержанию электрических кабелей связи под избыточным воздушным давлением на магистральной и внутризоновых первичных сетях | Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС |
Пониженное сопротивление изоляции защитных шлангов | мегомметр с источником питания от 500 В | Обязательные требования к кабельным линиям связи | Не реже 1 раза в год | |
Пониженное сопротивление изоляции рабочих цепей | ||||
Снижение защищенности цепей на дальнем конце элементарного кабельного участка (далее — ЭКУ) | метод разности уровней | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Волоконно — оптические линии связи | Эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ | оптический рефлектометр, метод разности уровней оптической мощности | паспорт ЭКУ волоконно-оптической системы передачи (далее — ВОСП) | После получения сигналов индикации аварийного состояния (далее — СИАС) и сигналов указания об отказе на предшествующем участке (далее — СУОП) не реже 1 раза в год |
Пониженное сопротивление изоляции защитных шлангов | мегомметр с источником питания от 500 В | Нормы приемо-сдаточных измерений элементарных кабельных участков магистральных и внутризоновых подземных волоконно-оптических линий передачи сети связи общего пользования | Не реже 1 раза в год | |
Пониженное сопротивление изоляции жил ДП | ||||
Повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации | интерферометрический, поляриметрический | Обязательные требования к волоконно-оптическим линиям связи | После получения сигналов СИАС, СУОП, не реже 1 раза в год | |
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
ВОЛС-ВЛ | Снижение эксплуатационного запаса в бюджете мощности на ЭКУ | оптический рефлектометр, метод разности уровней оптической мощности | паспорт ЭКУ ВОСП | После получения сигналов СИАС, СУОП, не реже 1 раза в год |
Повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации | интерферометрический, поляриметрический | Обязательные требования к волоконно-оптическим линиям связи | ||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Радиорелейные линии связи (полукомплекты) | Снижение эксплуатационного запаса в бюджете мощности | расчет, измерение уровней мощности на передаче и на приеме | ГОСТ Р 53363-2009 Цифровые радиорелейные линии. Показатели качества. Методы расчета | Регулярно, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Ультракоротко волновые радиостанции | Снижение дальности связи | проверка качества связи, проверка каналов радиосети | Эксплуатационная документация, паспорта каналов радиосети; | Регулярно, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Оборудование высокочастотной (далее — ВЧ) связи по воздушной линии электропередачи | Снижение запаса по норме сопротивления изоляции устройств присоединения, % | эксплуатационная документация | Эксплуатационная документация | Регулярно, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Снижение запаса по норме электрической прочности устройств присоединения, % | Эксплуатационная документация | |||
Превышение времени передачи команд противоаварийной автоматики, мс | Обязательные требования к каналам передачи телемеханической информации по линиям электропередачи | |||
Превышение вероятности ложного действия в случае скачка затухания ВЧ тракта на 22 дБ и воздействия белого шума с соотношением сигнал/помеха 6 дБ в полосе 4 кГц | Обязательные требования к каналам передачи телемеханической информации по линиям электропередачи | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Канал тональных частот аналоговых систем передачи | Модуль отклонения остаточного затухания от 17 дБ в диапазоне частот 0,6 — 2,4 кГц, дБ, | измерение уровней гармонического сигнала | Обязательные требования к нормам на электрические параметры каналов ТЧ магистральной и внутризоновых первичных сетей | Регулярно, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Отклонение группового времени передачи (далее — ГВП) от его значения на частоте 1900 Гц | измерение ГВП по шлейфу | |||
Напряжение помех в канале на одном переприемном участке длиной 2500 км, мВ псоф (в точке относительного нулевого уровня) | измерение уровня по напряжению с псофометрическим фильтром | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Основной цифровой канал 64 кбит/с | Отклонение остаточного затухания от номинального значения в диапазоне частот 0,4-2,4 кГц, дБ, | измерение уровней гармонического сигнала | Обязательные требования к первичной сети общего пользования | Регулярно, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Отклонение ГВП от его значении на частоте 1900 Гц | измерение по шлейфу | |||
Снижение отношения сигнал-шум шумов квантования | измеритель шумов квантования | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Автоматическая телефонная станция (далее — АТС) и диспетчерский коммутатор | Превышение средней суммарной (исходящая и входящая) телефонной нагрузки на одну абонентскую линию | техническое обслуживание | Технические требования к цифровым автоматическим телефонным станциям, сертифицированным для работы в сети связи электроэнергетики | Регулярно, в часы наибольшей нагрузки, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Превышение средней суммарной (исходящая и входящая) телефонной нагрузки на одну соединительную линию | ||||
Превышение нагрузки на линию связи с Городской АТС сети связи общего пользования | ||||
Превышение потерь при повышенной нагрузке для соединений | ||||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Устройства телемеханики | Снижение сопротивления изоляции цепей питания | мегомметр 500 В мегомметр 2500 В (для цепей, связанных с оперативным током) | Методика эксплуатационного обслуживания устройств телемеханики в предприятиях электрических сетей | Регулярно, в часы наименьшей нагрузки, с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Снижение сопротивления изоляции цепей, включающих межаппаратные кабельные связи | ||||
Снижение сопротивления изоляции кабельных и воздушных линий связи от аппарата устройства телемеханики до устройств каналов телемеханики | ||||
Превышение частоты необнаруживаемых ошибок для классов достоверности | техническое обслуживание | Регулярно, в часы наибольшей нагрузки, с периодичностью, техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала | ||
Превышение разрешающей способности по очередности | ||||
Превышение разрешающей способности по времени | ||||
Превышение допустимой общей погрешности | ||||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Устройства бесперебойного питания | Выход за допустимые границы напряжения бесперебойного питания сети постоянного тока | техническое обслуживание | Руководящие указания по проектированию систем электропитания технических средств диспетчерского и технологического управления Единой национальной (общероссийской) электрической сети | Регулярно,с периодичностью, установленной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его филиала |
Выход за допустимые границы напряжения бесперебойного питания сети переменного тока | ||||
Нарушение бесперебойного функционирование устройства бесперебойного питания при допустимых изменениях характеристик внешнего источника переменного тока | ||||
Снижение длительности обеспечения электропитания при пропадании внешней сети | расчетно-аналитический | |||
Снижение коэффициента готовности | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год | |
Превышение времени восстановления | расчетно-аналитический | Журнал устранения аварий (отказов) | 1 раз в год |
Приложение N 94
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25 октября 2022 г. N 1013
Порядок
оценки технического состояния средств технологического и диспетчерского управления
Техническое состояние средств технологического и диспетчерского управления (далее — СДТУ) определяется баллами от 0 до 3. При этом:
0 баллов соответствует предельному состоянию СДТУ, при котором оно неработоспособно;
1 балл соответствует неисправному, но работоспособному состоянию СДТУ, при котором эксплуатация СДТУ возможна при ограничениях его номинальных характеристик;
2 балла соответствует исправному состоянию СДТУ на момент контроля, которое может перейти в неисправное ввиду нахождения характеристик СДТУ на границе исправного состояния;
3 балла соответствует исправному состоянию СДТУ, при котором все его характеристики соответствуют требованиям нормативной документации.
Оценка технического состояния каждого СДТУ определяется как корень n-ой степени из произведения балльных оценок всех (n) оцениваемых характеристик. Результат вычисления округляется в меньшую сторону (отбрасывается дробная часть числа).
Критерии технического состояния отдельных элементов СДТУ и балльная оценка приведены в таблице 1.
Таблица 1
Параметр | Метод контроля | Оценка технического состояния в баллах | ||||
0 | 1 | 2 | 3 | |||
Соответствие состояния обязательным требованиям к линейным сооружениям городской телефонной сети и линейно-кабельным сооружениям | ||||||
Неработоспособ-ное | Работоспособное состояние кабельной канализации и смотровых устройств на пределе норм | Работоспособное состояние кабельной канализации и смотровых устройств | Исправное состояние кабельной канализации и смотровых устройств | |||
Кабельная канализация | ||||||
1. Наличие свободного канала | осмотр | — | — | — | есть | |
2. Диаметр канала, % | метод пробного цилиндра | меньше 92 | 92-99 | 92-99 | 100 | |
3. Количество аварий | техническое обслуживание | на 200% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | на 100% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | на 50% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | не более среднего в первые 5 лет эксплуатации | |
4. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
5. Акты отвода земельных участков, % | проверка наличия | 0 | 50 | 85 | 100 | |
Линейно-кабельное сооружение (далее — ЛКС) в грунте | ||||||
6. Проектная глубина залегания кабеля, % трассы | электромагнитный (кабелеискателем), шурфование | меньше 90 | 90 | 95 | 100 | |
7. Количество аварий | техническое обслуживание | на 200% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | на 100% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | на 50% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | не более среднего в первые 5 лет эксплуатации | |
8. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
9. Акты отвода земельных участков, % | проверка наличия | 0 | 50 | 85 | 100 | |
ЛКС волоконно-оптических линий связи, смонтированных на высоковольтной линии электропередачи (далее — ВОЛС-ВЛ) | ||||||
10. Отклонение стрелы провеса оптического кабеля от проектной на любом пролете воздушной линии электропередачи (далее — ВЛ), % | теодолитом, визирные рейки | больше 5 | 5 | — | меньше 5 | |
11. Оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос (далее — ОКГТ) на любом пролете ВЛ | осмотр | Уменьшение общего сечения металлической части ОКГТ за счет обрыва проволок из алюминиевого сплава (более 4 проволок) более 15%. Обрыв 2 стальных проволок. | Уменьшение общего сечения металлической части ОКГТ за счет обрыва проволок из алюминиевого сплава (не более 4 проволок) на 15%. | Уменьшение общего сечения металлической части ОКГТ за счет обрыва проволок из алюминиевого сплава (не более 4 проволок) менее 15%. | Все проволоки целы. | |
12. Натяжная и поддерживающая арматуры | осмотр | Коррозия арматуры и заземляющего троса, трещины в корпусе зажима, отсутствие гаек и шплинтов. | — | Проектное состояние, следы коррозии арматуры и заземляющего троса. | Проектное состояние. | |
13. Количество аварий | техническое обслуживание | на 200% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | на 100% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | на 50% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации | не более среднего в первые 5 лет эксплуатации | |
14. Среднее время восстановления, час, при доступности трассы ВЛ: | техническое обслуживание | |||||
легко доступная | больше 24 | меньше 24 | меньше 12 | меньше 10 | ||
труднодоступная | больше 48 | меньше 48 | меньше 24 | меньше 20 | ||
15. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Кабельная линия | ||||||
16. Снижение избыточного воздушного давления 0,05 МПа на элементарном кабельном участке (далее — ЭКУ), МПа | образцовый манометр | больше 0,1 | 0,01 | 0,005 | 0 | |
17. Сопротивление изоляции защитных шлангов, | мегомметр с источником питания от 500 В | меньше 10 | 10 — 100 | 100- 5000 | 5000 | |
18. Сопротивление изоляции рабочих цепей на ЭКУ, | меньше 1 | не меньше 1 | не меньше 100 | 10000 | ||
19. Снижение защищенности цепей на дальнем конце ЭКУ, дБ | метод разности уровней | больше 10 | 10 | 5 | 0 | |
20. Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы в год | техническое обслуживание | больше 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,4 | |
21. Среднее время восстановления кабеля, ч | техническое обслуживание | больше 16 | меньше 16 | меньше 10 | меньше 8 | |
22. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Волоконно-оптическая линия связи | ||||||
23. Эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ, дБ | оптический рефлектометр | 0 | 1 | 2 | 3 | |
24. Сопротивление изоляции защитных шлагов, | мегомметр с источником питания от 500 В | меньше 10 | 10-100 | 100-5000 | 5000 | |
25. Сопротивление изоляции цепей дистанционного питания на ЭКУ, | меньше 1 | не меньше 1 | не меньше 100 | 10000 | ||
26. Поляризационно-модовая дисперсия на участке регенерации L, | интерферометрический, поляриметрический | больше 0,2 | больше 0,1 | меньше 0,1 | меньше 0,08 | |
27. Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы ВЛ в год | техническое обслуживание | больше 0,04 | 0,04 | 0,03 | 0,0255 | |
28. Среднее время восстановления кабеля, ч | техническое обслуживание | больше 8 | меньше 8 | меньше 6 | меньше 4 | |
29. Среднее время восстановления аппаратуры, час: | техническое обслуживание | |||||
в обслуживаемом узле связи | больше 30 | 30 | 15 | 10 | ||
в необслуживаемом узле связи (без учета времени подъезда) | больше 60 | 60 | 45 | 30 | ||
30. Срок службы оптического кабеля, лет | техническое обслуживание | больше 30 | 25-30 | 0-25 | 0-25 | |
31. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Волоконно-оптическая линия связи ВОЛС-ВЛ | ||||||
32. Эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ, дБ | оптический рефлектометр | 0 | 1 | 2 | 3 | |
33. Поляризационно-модовая дисперсия на участке регенерации L, | интерферометрический, поляриметрический | больше 0,2 | больше 0,1 | меньше 0,1 | меньше 0,08 | |
34. Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы в год для ВЛ: | техническое обслуживание | |||||
110 кВ | больше 0,4 | 0,4 | 0,3 | 0,25 | ||
220 кВ | больше 0,3 | 0,3 | 0,15 | 0,1 | ||
330 кВ | больше 0,2 | 0,2 | 0,1 | 0,08 | ||
500 кВ | больше 0,1 | 0,1 | 0,08 | 0,06 | ||
35. Среднее время восстановления кабеля, час | техническое обслуживание | больше 16 | меньше 16 | меньше 10 | меньше 8 | |
36. Среднее время восстановления аппаратуры, час | ||||||
в обслуживаемом узле связи | техническое обслуживание | больше 30 | 30 | 15 | 10 | |
в необслуживаемом узле связи (без учета времени подъезда) | больше 60 | 60 | 45 | 30 | ||
37. Срок службы оптического кабеля, лет: | техническое обслуживание | |||||
ОКГТ | больше 25 | 20-25 | 0-20 | 0-20 | ||
оптический кабель самонесущий | больше 20 | 15-20 | 0-15 | 0-15 | ||
38. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Радиорелейные линии связи (полукомплекты) | ||||||
39. Конфигурация постанционного резервирования | проверка документации | — | 1 0 | n 1 (n>1) | 1 1 | |
40. Запас бюджета мощности на замирания при | расчет, измерение уровней мощности на передаче и на приеме | 0 | 1 | 2 | 3 | |
41. Среднее время восстановления аппаратуры, час: | техническое обслуживание | |||||
в обслуживаемом узле связи | больше 30 | 30 | 15 | 10 | ||
в необслуживаемом узле связи (без учета времени подъезда) | больше 60 | 60 | 45 | 30 | ||
42. Срок службы, лет | эксплуатационный журнал | больше 20 | 15-20 | 10-15 | 0-10 | |
43. Разрешение на использование спектра частот | документ | отсутствие | — | — | наличие | |
44. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Ультракоротко волновые радиостанции | ||||||
45. Рабочий диапазон частот, МГц | Технические условия | вне диапазона | 136-174 | 136-174 | 136-174 | |
46. Дальность связи, км | техническое обслуживание | меньше 40 | 40 | 40-50 | 50 | |
47. Запасная возимая радиостанция | проверка комплектности | — | отсутствие запасной радиостанции | — | наличие запасной радиостанции | |
48. Запасные части, инструменты и принадлежности (далее — ЗИП) | проверка комплектности | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
49. Срок службы, лет | техническое обслуживание | больше 20 | 15-20 | 10- 15 | 0-10 | |
50. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | полный комплект | полный комплект | полный комплект | |
Оборудование высокочастотной (далее — ВЧ) связи по ВЛ | ||||||
51. Запас по норме сопротивления изоляции устройств присоединения, % | расчет, измерение мегомметром | менее нормы | 0 | 5 | 10 | |
52. Запас по норме электрической прочности устройств присоединения, % | расчет, испытания электрической прочности | менее нормы | 0 | 5 | 10 | |
53. Время передачи команд противоаварийной автоматики, мс | техническое обслуживание | более 25 | 25 | — | менее 25 | |
54. Вероятность ложного действия в случае скачка затухания ВЧ тракта на 22 дБ и воздействия белого шума с соотношением сигнал/помеха 6 дБ в полосе 4 кГц | техническое обслуживание | более |
| — | Менее | |
55. Коэффициент готовности на 100 км линии | техническое обслуживание | менее 0,998 | 0,998 | — | более 0,998 | |
56. Среднее время восстановления аппаратуры, час | техническое обслуживание | более 1,0 | 1,0 | 0,5 | менее 0,5 | |
57. ЗИП | проверка комплектности | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
58. Срок службы, лет | техническое обслуживание | больше 20 | 15-20 | 10-15 | 0-10 | |
59. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Канал тональной частоты 0,3 — 3,4 кГц аналоговых систем передачи | ||||||
60. Схема резервирования | техническое обслуживание | — | 1 0 | — | 1 1 | |
61. Модуль отклонения остаточного затухания от 7 дБ в диапазоне частот 0,6 — 2,4 кГц, дБ | измерение уровней гармонического сигнала | больше 2,2 | 2,2 | 2,0 — 2,2 | меньше 2,0 | |
62. Отклонение группового времени передачи от его значении на частоте 1900 Гц, мс: | измерение по шлейфу | |||||
1,4 — 2,7 кГц | больше 0,5 | 0,5 | — | меньше 0,5 | ||
0,6 — 3,15 кГц | больше 1,5 | 1,5 | — | меньше 1,5 | ||
0,4 — 3,3 кГц | больше 2,5 | 2,5 | — | меньше 2,5 | ||
63. Коэффициент по сбоям и отказам, приведенный к длине 100 км (без резервирования) | техническое обслуживание | меньше 0,999333 | 0,999333 | — | больше 0,999333 | |
64. Время восстановления, час: | техническое обслуживание | |||||
по сбоям | больше 0,5 | 0,5 | — | меньше 0,5 | ||
по отказам | больше 1,1 | 1,1 | — | меньше 1,1 | ||
65. Напряжение помех в канале на одном переприемном участке длиной 2500 км, мВ псоф (в точке относительного нулевого уровня) | измерение уровня по напряжению с псофометрическим фильтром | больше 1,1 | 1,1 | — | меньше 1,1 | |
66. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
ОЦК со скоростью 64 кбит/с цифровой системы передачи | ||||||
67. Схема резервирования | техническое обслуживание | — | 1 0 | — | 1 1 | |
67а. Коэффициент битовых ошибок для четырехпроводного режима «цифра — цифра» | больше (Lмаг | (Lмаг | — | меньше (Lмаг | ||
68. Модуль величины амплитудно-частотных искажений остаточного затухания относительно частоты 1020 Гц для четырехпроводного режима «аналог — аналог» в диапазоне частот от 300 до 3000 Гц, дБ | измерение уровней гармонического сигнала | больше 0,5 | 0,5 | — | меньше 0,5 | |
68а. Величина амплитудно-частотных искажений остаточного затухания относительно частоты 1020 Гц для двухпроводного режима «аналог — аналог» в диапазоне частот от 600 до 2400 Гц, дБ | измерение уровней гармонического сигнала | меньше минус 0,6 больше плюс 0,7 | от минус 0,6 до плюс 0,7 | — | больше минус 0,6 меньше плюс 0,7 | |
69. Частотная зависимость искажения группового времени задержки для четырех проводного режима, мс, в диапазоне частот от 1000 до 2600 Гц | измерение по шлейфу | более 0,25 | 0,25 | — | меньше 0,25 | |
69а. Частотная зависимость искажения группового времени задержки для двухпроводного режима, мс, в диапазоне частот от 1000 до 2600 Гц | измерение по шлейфу | более 0,3 | 0,3 | — | меньше 03 | |
70. Коэффициент по сбоям и отказам, приведенный к длине 100 км (без резервирования) | журнал системы управления | меньше 0,999333 | 0,999333 | — | больше 0,999333 | |
71. Время восстановления, час: | техническое обслуживание | |||||
по сбоям | больше 0,5 | 0,5 | — | меньше 0,5 | ||
по отказам | больше 1,1 | 1,1 | — | меньше 1,1 | ||
72. Отношение сигнал-шум шумов квантования, дБ, в диапазонах уровней сигнала, дБ: | измеритель шумов квантования | |||||
0…-30 | меньше 33 | 33 | — | больше 33 | ||
-30… -42 | меньше 27 | 27 | — | больше 27 | ||
-42…-45 | меньше 22 | 22 | больше 22 | |||
73. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Автоматическая телефонная станция и диспетчерский коммутатор | ||||||
74. Средняя суммарная (исходящая и входящая) телефонная нагрузка на одну абонентскую линию | техническое обслуживание | больше 0,1 | 0,1 | — | меньше 0,1 | |
75. Средняя суммарная (исходящая и входящая) телефонная нагрузка на одну соединительную линию | техническое обслуживание | больше 0,7 | 0,7 | — | меньше 0,7 | |
76. Нагрузка на линию связи с городской автоматической телефонной станции (далее — ГАТС) сети связи общего пользования | техническое обслуживание | больше 1,5 | 1,5 | — | меньше 1,5 | |
77. Потери при повышенной нагрузке для соединений: обеспечивается | техническое обслуживание | |||||
внутристанционное | больше 0,04 | 0,04 | — | меньше 0,04 | ||
исходящее | больше 0,03 | 0,03 | — | меньше 0,03 | ||
входящее | больше 0,01 | 0,01 | — | меньше 0,01 | ||
транзитное | больше 0,01 | 0,01 | — | меньше 0,01 | ||
78. Услуги: автоматическая внутренняя связь между всеми абонентами станции; автоматическая входящая и исходящая местная связь с абонентами других станций сторонних узлов связи транзитная связь между входящими и исходящими линиями и каналами; автоматическая исходящая и транзитная связь к вспомогательным и справочно-информационным службам; исходящая и входящая связь на ГАТС; автоматическая и полуавтоматическая междугородная и международная связь, осуществляемая через ГАТС; связь в режиме полупостоянной коммутации; связь с Центром технической эксплуатации или с системой управления. | техническое обслуживание | нет | — | — | да | |
79. Услуги связи | техническое обслуживание | — | Передача входящего вызова к другому оконечному абонентскому устройству; передача входящего вызова оператору; повторный вызов без набора номера; запрет исходящей и входящей связи, кроме связи с экстренными службами; временный запрет входящей связи (телефонная пауза); передача соединения другому абоненту; установка на ожидание освобождения вызываемого абонента; конференц-связь трех абонентов; наведение справки во время разговора; сокращенный набор абонентских номеров; соединение без набора номера (прямой вызов); определение номера вызывающего абонента; уведомление о поступлении нового вызова; подключение к занятому абоненту с предупреждением о вмешательстве. | Передача входящего вызова к другому оконечному абонентскому устройству; передача вызова в случае занятости абонента; передача входящего вызова оператору; передача входящего вызова на автоинформатор; повторный вызов без набора номера; ввод или отмена личного кода — пароля; замена личного кода-пароля; запрет исходящей и входящей связи, кроме связи с экстренными службами; временный запрет входящей связи (телефонная пауза); передача соединения другому абоненту; установка на ожидание освобождения вызываемого абонента; конференц-связь трех абонентов; наведение справки во время разговора; сокращенный набор абонентских номеров; соединение без набора номера (прямой вызов); определение номера вызывающего абонента; уведомление о поступлении нового вызова; подключение к занятому абоненту с предупреждением о вмешательстве; отмена всех услуг; временное избирательное ограничение входящей связи. | Передача входящего вызова к другому оконечному абонентскому устройству; передача вызова в случае занятости абонента; передача входящего вызова оператору; передача входящего вызова на автоинформатор; повторный вызов без набора номера; соединение с абонентом по предварительному заказу; ввод или отмена личного кода — пароля; замена личного кода-пароля; запрет некоторых видов исходящей связи; запрет исходящей и входящей связи, кроме связи с экстренными службами; временный запрет входящей связи (телефонная пауза); передача соединения другому абоненту; конференц-связь с последовательным сбором участников; установка на ожидание освобождения вызываемого абонента; конференц-связь трех абонентов; наведение справки во время разговора; сокращенный набор абонентских номеров; соединение без набора номера (прямой вызов); вызов абонента по заказу (автоматическая побудка); определение номера вызывающего абонента; уведомление о поступлении нового вызова; конференц-связь по списку; подключение к занятому абоненту с предупреждением о вмешательстве; отмена всех услуг; исходящая связь по паролю; временное избирательное ограничение входящей связи; организация групп общих интересов (Центрекс). | |
80. Схема резервирования управляющего устройства и коммутационного поля диспетчерской подсистемы | исполнительная документация | — | 1 0 | — | 1 1 | |
81. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Устройства телемеханики | ||||||
82. Сопротивление изоляции цепей питания, МОм | мегомметр 500 В мегомметр 2500 В (для цепей, связанных с оперативным током) | меньше 20 | 20 | — | больше 20 | |
83. Сопротивление изоляции цепей, включающих межаппаратные кабельные связи | меньше 10 | 10 | — | больше 10 | ||
84. Изоляция линий связи от аппарата устройства телемеханики до устройств каналов телемеханики, МОм: | ||||||
кабельные | меньше 2 | 2 | — | больше 2 | ||
воздушные | меньше 1 | 1 | — | больше 1 | ||
85. Наработка между отказами, час, для классов надежности: | техническое обслуживание | |||||
R1 | меньше 2000 | 2000 | — | больше 2000 | ||
R2 | меньше 4000 | 4000 | — | больше 4000 | ||
R3 | меньше 8760 | 8760 | — | больше 8760 | ||
86. Коэффициент готовности для классов готовности: | техническое обслуживание | |||||
А1 | меньше 0,9900 | 0,9900 | — | больше 0,9900 | ||
А2 | меньше 0,9975 | 0,9975 | — | больше 0,9975 | ||
A3 | меньше 0,9995 | 0,9995 | — | больше 0,9995 | ||
87. Среднее время восстановления, час, для классов ремонтопригодности: | техническое обслуживание | |||||
RT1 | больше 24 | 24 | — | меньше 24 | ||
RT2 | больше 12 | 12 | — | меньше 12 | ||
RT3 | больше 6 | 6 | — | меньше 6 | ||
RT4 | больше 1 | 1 | — | меньше 1 | ||
88. Частота необнаруживаемых ошибок для классов достоверности: | техническое обслуживание | |||||
11 |
|
| — |
| ||
12 |
| — |
| |||
13 |
| — |
| |||
89. Разрешающая способность по очередности, мс, для классов: | техническое обслуживание | |||||
SR1 | больше 50 | 50 | — | меньше 50 | ||
SR2 | больше 10 | 10 | — | меньше 10 | ||
SR3 | больше 5 | 5 | — | меньше 5 | ||
SR4 | больше 1 | 1 | — | меньше 1 | ||
90. Разрешающая способность по времени, мс, для | техническое обслуживание | |||||
классов: | больше 1000 | 1000 | — | меньше 1000 | ||
TR1 | больше 100 | 100 | — | меньше 100 | ||
TR2 | больше 10 | 10 | — | меньше 10 | ||
TR3 | больше 1 | 1 | — | меньше 1 | ||
TR4 | ||||||
91. Общая погрешность, %, для классов: | техническое обслуживание | |||||
А1 | больше 5,0 | 5,0 | меньше 5,0 | |||
А2 | больше 2,0 | 2,0 | — | меньше 2,0 | ||
A3 | больше 1,0 | 1,0 | — | меньше 1,0 | ||
А4 | больше 0,5 | 0,5 | — | меньше 0,5 | ||
92. ЗИП | проверка комплектности | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
93. Срок службы, лет | техническое обслуживание | больше 20 | 15 — 20 | 10-15 | 0-10 | |
94. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | полный комплект | полный комплект | полный комплект | |
Устройства бесперебойного питания | ||||||
95. Напряжение бесперебойного питания сети постоянного тока, В, с заземленным положительным полюсом | техническое обслуживание | — | — | — | 48 | |
номинальное | меньше 38,4 | 38,4 | — | больше 38,4 | ||
минимальное | больше 57,6 | 57,6 | — | меньше 57,6 | ||
максимальное | — | — | — | 60 | ||
номинальное | меньше 48 | 48 | — | больше 48 | ||
минимальное | больше 72 | 72 | — | меньше 72 | ||
максимальное | ||||||
96. Номинальное напряжение бесперебойного питания сети переменного тока, В | техническое обслуживание | — | — | — | 220 | |
97. Бесперебойное функционирование устройства бесперебойного питания при допустимых изменениях характеристик внешнего источника переменного тока: | техническое обслуживание | |||||
диапазон напряжения, В: минимальное значение максимальное значение | больше 187 | 187 | — | меньше 187 | ||
меньше 242 | 242 | — | больше 242 | |||
диапазон частоты, Гц: минимальное значение максимальное значение | больше 47,5 | 47,5 | — | меньше 47,5 | ||
меньше 51,0 | 51,0 | — | больше 51,0 | |||
коэффициент нелинейных искажений, % | меньше 10 | 10 | — | больше 10 | ||
кратковременное (до 3с) изменение напряжения относительно номинального значения, % | меньше 40 | 40 | — | больше 40 | ||
импульсные перенапряжения длительностью до 10 мкс, В | меньше 1000 | 1000 | — | больше 1000 | ||
98. Длительность обеспечения электропитания при пропадании внешней сети, час: | техническое обслуживание | |||||
обслуживаемые узлы связи | меньше 4 | 4 | — | больше 4 | ||
необслуживаемые узлы связи | меньше 6 | 6 | — | больше 6 | ||
99. Наличие устройств управления, контроля, сигнализации | техническое обслуживание | нет | — | — | да | |
100. Эксплуатационная документация | проверка наличия | не полный комплект | — | — | полный комплект | |
Система технического обслуживания объектов электроэнергетики | ||||||
101. Оснащенность объекта электроэнергетики СДТУ | проверка оснащенности | Несоответствие требованиям Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (далее — ПТЭ) оснащенности СДТУ объекта электроэнергетики | — | — | Соответствие ПТЭ оснащенности СДТУ объекта электроэнергетики | |
102. Помещения для СДТУ | проверка документации | Несоответствие помещения для СДТУ требованиям к размещению средств компьютерной и телекоммуникационной техники, включая требования по заземлению и выравниванию потенциалов. | — | — | Соответствие помещения для СДТУ требованиям к размещению средств компьютерной и телекоммуникационной техники, включая требования по заземлению и выравниванию потенциалов. | |
103. Материально-техническое обеспечение эксплуатации СДТУ | проверка оснащенности | Отсутствие регламентированного эксплуатационного запаса строительных длин оптического кабеля и соответствующих комплектов соединительных муфт, поддерживающей и натяжной арматуры (с учетом пролетов максимальной длины). Отсутствие необходимой измерительной техники. Отсутствие необходимых средств транспорта, в том числе, высокой проходимости. | — | — | Наличие регламентированного эксплуатационного запаса строительных длин оптического кабеля и соответствующих комплектов соединительных муфт, поддерживающей и натяжной арматуры (с учетом пролетов максимальной длины). Наличие необходимой измерительной техники. Наличие необходимых средств транспорта, в том числе, высокой проходимости. | |
104. Электромагнитная обстановка (далее — ЭМО) и электромагнитная совместимость (далее — ЭМС) | измерение ЭМО, помехоэмиссии и помеховосприимчивости СДТУ | Не обеспечение ЭМС СДТУ, включая защищенность от кондуктивных и мощных электромагнитных помех. | — | — | Обеспечение ЭМС СДТУ, включая защищенность от кондуктивных и мощных электромагнитных помех. | |
105. Система синхронной передачи голосовой оперативной информации с подстанций Единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее — ЕНЭС) | проверка оснащенности | — | Отсутствие системы синхронной передачи голосовой оперативной информации с подстанций ЕНЭС в центры управления сетями. | — | Наличие системы синхронной передачи голосовой оперативной информации с подстанций ЕНЭС в центры управления сетями | |
106. Топология сети связи | проверка документации | — | Привязка объекта к одному сетевому узлу. | — | Привязка объекта к двум сетевым узлам. | |
107. Исполнительная и нормативная документация | проверка наличия | Не полный комплект документации по техническому обслуживанию СДТУ и автоматического включения резерва (далее — АВР) | — | — | Наличие исполнительной и нормативной базы по техническому обслуживанию СДТУ и АВР | |
108. Квалификация персонала | штатное расписание | Несоответствие квалификации персонала штатному расписанию. | — | Соответствие квалификации персонала штатному расписанию на ключевых должностях. | Соответствие квалификации персонала штатному расписанию. | |
, дБ
Lвну 
Lмест 
)
Примечание: Пример оценки технического состояния кабельной линии приведен в таблице 2
Таблица 2
Оценка технического состояния кабельной линии N параметра | Баллы | 0 | 1 | 2 | 3 |
Инструментальное обследование герметичности кабеля | |||||
1 | Снижение избыточного воздушного давления 0,05 МПа на ЭКУ, МПа | больше 0,1 | 0,01 | 0,005 | 0 |
Инструментальное обследование электрических параметров кабеля | |||||
2 | Сопротивление изоляции защитных шлангов, | меньше 10 | 10 — 100 | 100 — 5000 | 5000 |
3 | Сопротивление изоляции рабочих цепей на ЭКУ, | меньше 1 | не меньше 1 | не меньше 100 | 10000 |
4 | Снижение защищенности цепей на дальнем конце ЭКУ, дБ | больше 10 | 10 | 5 | 0 |
Обследование повреждаемости кабеля | |||||
5 | Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы в год | больше 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,4 |
Анализ оперативности устранения аварий | |||||
6 | Среднее время восстановления кабеля, час | больше 16 | меньше 16 | меньше 10 | меньше 8 |
Обеспечение эксплуатационной документацией (нужное подчеркнуть) | |||||
7 | Полный комплект | нет | да | ||
,
где множители соответствуют бальной оценки n-го параметра «К» округляется до меньшего целого числа.
Раздел 13. методы контроля состояния кабельных линий
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ФИРМА ПО НАЛАДКЕ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ ОРГРЭС»
СБОРНИК МЕТОДИЧЕСКИХ ПОСОБИЙ ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Раздел 13
Методы контроля состояния кабельных линий
СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА-ОРГРЭС
Москва 1998
УДК621.311
Составлено АО «Фирма ОРГРЭС» под редакцией Ф.Л. КОГАНА
Исполнители Л.В. ПОПОВ, А.Г. МИРЗОЕВ
В настоящее время методы испытаний электрооборудования и методы измерения значений параметров, по которым производится оценка его состояния, описываются в различной справочной и технической литературе, что неудобно для практического использования персоналом энергопредприятий.
По запросу ОРГРЭС энергообъединения и энергопредприятия России активно поддержали предложение о необходимости разработки Методических пособий по контролю состояния оборудования электрических сетей.
Разработанный ОРГРЭС Сборник состоит из следующих разделов.
Раздел 1. Испытания изоляции электрооборудования. Общие методы.
Раздел 2. Методы контроля состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих и дугогасящих реакторов.
Раздел 3. Методы контроля состояния измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Раздел 4. Методы контроля состояния коммутационных аппаратов.
Раздел 5. Методы контроля состояния токопроводов, сборных шин и ошиновок, опорных и подвесных изоляторов.
Раздел 6. Методы контроля состояния конденсаторов.
Раздел 7. Методы контроля состояния вентильных разрядников, ограничителей перенапряжений, трубчатых разрядников.
Раздел 8. Методы контроля состояния вводов, проходных изоляторов.
Раздел 9. Методы контроля качества электроизоляционных жидкостей.
Раздел 10. Методы контроля состояния стационарных свинцово-кислотных аккумуляторных батарей.
Раздел 11. Методы контроля состояния заземляющих устройств.
Раздел 12. Методы контроля состояния воздушных линий электропередачи.
Раздел 13. Методы контроля состояния кабельных линий.
В Сборнике представлено большинство известных методов контроля оборудования, рекомендуемых к использованию на энергопредприятиях, за исключением методов контроля с помощью инфракрасной техники и хроматографического анализа газов, растворенных в масле маслонаполненных аппаратов.
Газохроматографический анализ трансформаторного масла в настоящее время проводится на энергопредприятиях в соответствии с действующими «Методическими указаниями по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД.34.46.302-89». Научно-исследовательские работы по дальнейшему развитию и расширению области применения газовой хроматографии продолжаются и с учетом их результатов намечается выпуск методических указаний по газо-хроматографическому анализу других видов маслонаполненного оборудования высокого напряжения.
Что касается тепловизионного контроля различных видов оборудования и их составных частей, то в настоящее время ведутся работы по анализу и обобщению методов контроля с помощью различных приборов инфракрасной техники, применяемых в энергообъединениях. По завершении этой работы ОРГРЭС сможет выпустить пособие по применению этих методов.
В некоторых разделах Сборника наряду с прогрессивными и эффективными Методами контроля приведены давно известные, в определенней степени устаревшие методы по сравнению с теми, которые, например, применяются за рубежом, поскольку Сборник базируется на имеющихся в энергообъединениях аппаратуре и приспособлениях. Вместе с тем в Сборник впервые включены методы контроля состояния маслонаполненного оборудования под рабочим напряжением. Эти методы достаточно проверены на многих энергопредприятиях.
С выпуском данного Сборника появится возможность осуществлять контроль состояния электрооборудования по единым методикам. Это повысит степень достоверности результатов контроля, позволит производить их анализ, давать объективную оценку контролируемому оборудованию. Накопление результатов измерений дает возможность разработать в будущем более обоснованные браковочные нормы. Сборник может служить для обучения постоянно обновляемого персонала энергопредприятий.
Каждый раздел Сборника выпускается отдельно. По заказу энергообъединения (энергопредприятия) разделы могут быть скомплектованы в единый сборник в необходимом наборе.
Фирма ОРГРЭС просит энергообъединения и энергопредприятия присылать отзывы и предложения для корректировки Сборника при его последующих изданиях по адресу: 105023, Москва, Семеновский пер, д. 15.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
1. Измерение сопротивления изоляции
2. Испытание изоляции и пластмассовой оболочки (шланга) кабелей повышенным напряжением
3. Измерение активного сопротивления жил
4. Измерение емкости фаз
5. Определение целости жил кабелей и фазировка КЛ
6. Измерение сопротивления заземления концевых муфт и металлоконструкций колодцев для соединительных и стопорных муфт
7. Измерение токораспределения по кабельным линиям при параллельном включении КЛ из одножильных кабелей
8. Коррозионные обследования КЛ
9. Особенности испытания маслонаполненных КЛ110-500 кВ
10. Измерение удельного термического сопротивления грунта, окружающего кабель
11. Измерение температуры жил КЛ
12. Испытания и измерения для установления опасной степени осушения изоляции на вертикальных участках кабелей
13. Определение местных повреждений защитных покрытий трубопроводов КЛ высокого давления
14. Определение дефектных мест оболочек КЛ 110-220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена
15. Меры безопасности при испытаниях и измерениях на КЛ
Список использованной литературы
В настоящем разделе Сборника излагаются рекомендуемые методы выполнения проверок и испытаний кабельных линий (КЛ) напряжением до 500 кВ.
Рассмотрены методы испытаний КЛ с бумажной пропитанной и пластмассовой изоляцией, с маслонаполненной изоляцией и КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена. Последние два типа изоляции преимущественно применяются на КЛ при напряжении 110-500 кВ.
Маслонаполненные КЛ подразделяются на два класса: КЛ низкого и высокого давлений (в стальных трубопроводах).
При описании отдельных методов испытания (измерения) приводятся лишь особенности их, касающиеся КЛ, и делается ссылка на соответствующий раздел Сборника, где эти методы изложены подробно.
Измерение сопротивления изоляции КЛ производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерения производятся на отключенных и разряженных КЛ.
Измерения одножильных кабелей без металлического экрана (брони, оболочки), проложенных в земле, производятся между жилой и землей; для одножильных кабелей, проложенных на воздухе, сопротивление изоляции не измеряется. Измерение изоляции одножильных кабелей с металлическим экраном (оболочкой, броней) производится между жилой и экраном.
Измерение изоляции многожильных кабелей без металлического экрана (брони, оболочки) производится между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой. Измерение изоляции многожильных кабелей с металлическим экраном (броней, оболочкой) производится между каждой жилой и остальными жилами, соединенными вместе и с металлическим экраном (броней, оболочкой).
Перед первыми повторными измерениями КЛ должна быть разряжена путем соединения всех металлических элементов между собой и землей не менее чем на 2 мин.
Отсчеты значений сопротивления изоляции производятся по истечении 1 мин с момента приложения напряжения. Кабельная линия напряжением до 1 кВ считается выдержавшей испытания, если сопротивление изоляции составляет не ниже 0,5 МОм.
Причиной асимметрии может явиться увлажнение и загрязнение концевых муфт КЛ, которые устраняются пропиткой. Значение сопротивления изоляции КЛ напряжением выше 1 кВ не нормируются. Методика измерения сопротивления изоляции описывается в разд. 1 (п. 2.3) Сборника.
2.1. Испытание выпрямленным напряжением
Изоляция одножильных кабелей без металлического экрана (оболочки, брони), проложенных на воздухе, не испытывается. Изоляция одножильных кабелей с металлическим экраном (оболочкой, броней) испытывается между жилой и экраном.
Изоляция многожильных кабелей без металлического экрана (оболочки, брони) испытывается между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой и с землей. Изоляция многожильных кабелей с общим металлическим экраном (оболочкой, броней) испытывается между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой и с экраном (оболочкой, броней).
Изоляция многожильных кабелей в отдельных металлических оболочках (экранах) испытывается между каждой жилой и оболочкой (экраном), при этом другие жилы должны быть соединены между собой и с оболочками (экранами). Допускается одновременное испытание всех фаз таких кабелей, но с измерением токов утечки в каждой фазе.
При всех указанных выше видах испытаний металлические экраны (оболочки, броня) должны быть заземлены.
Пластмассовые оболочки (шланги) кабелей, проложенных в земле, испытываются между отсоединенными от земли экранами (оболочками) и землей.
Пластмассовые оболочки (шланги) кабелей, проложенных на воздухе, не испытываются.
Источник выпрямленного напряжения должен обеспечивать на испытуемом кабеле напряжение с пульсацией не более ±5%. Инструментальная погрешность измерения испытательного напряжения не должна быть более 3%.
При испытаниях напряжение должно плавно подниматься до максимального значения и поддерживаться неизменным в течение всего периода испытания. Отсчет времени приложения испытательного напряжения следует производить с момента установления его максимального значения. Значения испытательных напряжений, длительности испытаний, токов утечки и их асимметрии должны соответствовать действующим Нормам испытания электрооборудования.
В течение всего периода выдержки кабеля под напряжением ведется наблюдение за значением тока утечки и на последней минуте испытания должен быть произведен отсчет показаний микроамперметра.
Кабельная линия считается выдержавшей испытание, если во время испытаний не произошло пробоя или перекрытия по поверхности концевых муфт и значения токов утечки и их асимметрии не превысили нормированных значений, а также не наблюдалось резких толчков тока.
Если значения токов утечки стабильны, но превосходят нормированные значения, КЛ может быть введена в эксплуатацию распоряжением руководства энергопредприятия, но с сокращением срока до последующего испытания.
При заметном нарастании тока утечки или появлении толчков тока продолжительность испытания следует увеличить до 10-20 мин и если при этом не происходит пробоя, то КЛ может быть включена в работу с последующим повторным испытанием через 1 мес.
Если значения токов утечки и асимметрия токов утечки превышают нормированные значения, необходимо осмотреть концевые заделки и изоляторы, устранить видимые дефекты (пыль, грязь, влагу и т.п.) и произвести повторные испытания.
2.2. Испытание напряжением переменного тока частоты 50 Гц
Такое испытание допускается для КЛ напряжением 110-500 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением.
Испытание производится при напряжении (1-1,73)
Uо. Допускается производить испытание путем включения КЛ на номинальное фазное напряжение (Uо). Длительность испытания — по согласованию потребителя с предприятием-изготовителем.
Измерение производится для КЛ напряжением 35 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабелей постоянному току, приведенное к удельному значению (на 1 мм
2 сечения, 1 м длины, при температуре 20°С), согласно ГОСТ 18410-73, должно быть не более 0,0179 Ом для медной и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жил.
Измерение сопротивления постоянному току КЛ производится с помощью моста типа Р-333 по четырехзажимной схеме (пределы измерений 5-10
-3 — 9,999 Ом), в которой практически исключается влияние сопротивления соединительных проводов, так как два из них входят в цепь гальванометра и источника питания, а два других — в цепь сопротивления плеч моста, имеющих сравнительно большие, сопротивления. В соответствии с ГОСТ 7229-67 суммарное сопротивление соединительных проводов в четырехзажимной схеме моста должно быть не более 0,005 Ом. Измерение сопротивления жилы может производиться также универсальным измерительным прибором Р-4833 (пределы измерения 1*10-4 -105 Ом).
Измеренное значение сопротивления пересчитывается на температуру 20°С по формуле
где
R20 — определяемое сопротивление при 20°С, Ом;
R
т — сопротивление, измеряемое при температуре Т, Ом;
a
— температурный коэффициент сопротивления, °С-1 (0,00393 — для мягкой отожженной меди; 0,0381 — для твердой меди; 0,00403 — для алюминия);
Т — температура жил кабеля при измерении их сопротивления (принимается равной температуре окружающей среды после выдержки в отключенном состоянии не менее 10 сут) при прокладке в земле и не менее 4 ч при прокладке на воздухе, °С.
Измерение производится для КЛ напряжением 20 кВ и выше. Измеренное значение емкости, приведенное к удельному значению, должно отличаться от значения при заводских испытаниях не более чем на 5%.
Измерение емкости производится мостом: Р5026 по методике, изложенной в разд. 1 Сборника.
Определение целости жил и фазировка КЛ производится после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля в процессе эксплуатации.
Определение целости жил кабелей напряжением до 20 кВ производится мегаомметром, а кабелей напряжением до 35 кВ и выше — при измерении активного сопротивления жил.
После включения КЛ под напряжение производится проверка приборами правильности ее фазировки. Сущность фазировки под напряжением заключается в определении соответствия фазы кабеля, находящейся под напряжением от распределительного устройства с противоположного конца кабеля, предполагаемой одноименной фазе шин распределительного устройства, где производится фазировка.
Для фазировки КЛ 6 и 10 кВ под напряжением применяются указатели напряжения 10 кВ в комплекте с добавочным сопротивлением (рис. 1). Высоковолыные кабели фазируются с помощью трансформаторов напряжения, установленных на центрах питания (ЦП).
На КЛ всех напряжений измеряется сопротивление заземления концевых заделок КЛ, а на КЛ 110-500 кВ — также металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов. На подстанциях напряжением 110 кВ и выше необходимо проверять сопротивление металлической связи между заземлением корпусов концевых муфт и местом заземления нейтрали трансформатора (см. разд. 11 Сборника).
На таких КЛ должны быть измерены токи, протекающие как в жилах, так и в металлических оболочках и броне. Измерение токов на линиях 110 кВ и выше может производиться только в оболочках и броне, а также общего (результирующего) тока в жиле, оболочке и броне одножильного кабеля при заземлении оболочек и брони, по обоим концам КЛ. Измерения производятся токоизмерительными клещами.
В зависимости от материала оболочки, брони и положения кабеля в пространстве токи в них могут достигать 100% по отношению к току жилы и сильно влиять на нагрев кабелей. Одновременно с измерением токов при нагрузках, близких к номинальной, должны быть проведены измерения температуры наружных покровов кабелей, по которой может быть вычислена температура жилы. Эта температура должна измеряться в самом нагретом месте КЛ и не должна превосходить допустимую для данного места измерения.
При неравномерности распределения токов более 10%, когда отдельные кабели лимитируют пропускную способность всей группы кабелей, должны быть приняты меры по выравниванию токов по фазам.
Обследования КЛ по определению опасности коррозии проводятся с целью выявления участков, находящихся в зоне с повышенной коррозионной активностью грунтов, вод и опасного влияния блуждающих токов, а также влияния электрозащитных установок, действующих в смежных подземных сооружениях. Обследование проводится также и с целью контроля эффективности электрозащитных установок на КЛ.
Общие критерии опасности коррозии и методики коррозионных исследований изложены в ГОСТ 9.602-89, ГОСТ 25812-83 и действующих нормативных документах.
8.1. Критерии опасности коррозии
Критериями опасности коррозии КЛ являются: коррозионная агрессивность среды (грунтов, грунтовых и других вод) по отношению к металлическим оболочкам кабелей; опасное действие постоянного и переменного блуждающих токов; наличие поляризационных потенциалов сверхдопустимых пределов, указанных в табл 1
Таблица 1
Поляризационные защитные потенциалы металла сооружения относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения
Металл оболочки | Защитный потенциал | |
Мимимальный, В, Еминзащ | Максимальный, В, Емаксзащ | |
Сталь | -0,85 | -1,15 |
Свинец | -0,70 | -1,30 |
Алюминий | -0,85 | -1,40 |
Здесь и далее под минимальным и максимальным защитными потенциалами подразумеваются их абсолютные значения.
Если измеренные потенциалы находятся в указанных в таблице пределах, то КЛ может считаться защищенной от коррозии. Обычно КЛ без электрической защиты от коррозии не имеют минимального защитного потенциала, и коррозионные процессы могут привести к местным повреждениям брони и оболочек кабелей и стальных трубопроводов линий высокого давления.
8.2. Кабельные линии, подлежащие защите от коррозии
Активной защите от коррозии подлежат КЛ напряжением 6 кВ и выше, проходящие в коррозионно-опасных зонах. Вопрос о необходимости активной защиты КЛ — напряжением ниже 6 кВ решается в каждом случае отдельно. Кабельные линии подлежат защите от коррозии, вызываемой блуждающими токами, в анодных и знакопеременных зонах: при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением менее 20 Ом-м независимо от плотности тока, стекающего в землю; при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением более 20 Ом-м и значении средней плотности катодного тока свыше 0,20 А/м
2; при отсутствии достаточных данных о степени коррозионной активности грунтов, если потенциал в анодной зоне превышает 0,2 В; при обнаружении опасного влияния переменного тока (на участках, где обнаружены напряжения переменного токе между КЛ и землей, превышающие 0,3 В); при обнаружении смещения среднего значения разности потенциалов между КЛ и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону не менее 10 мВ по сравнению с разностью потенциалов, измеренных при отсутствии влияния переменного тока.
8.3. Основные электрические способы защиты КЛ от коррозии
Устройства электрической защиты от коррозии должны обеспечивать защитные потенциалы КЛ, указанные в табл. 1, и сохранять работоспособность при протекании по оболочкам кабелей сквозных токов однофазного (двухфазного) КЗ.
Для создания защитного потенциала используются:
прямой электродренаж (дренажное устройство, обладающее двусторонней проводимостью);
поляризованный электродренаж (дренаж, обладающий односторонней проводимостью);
усиленный дренаж;
катодная защита.
8.4. Коррозионные измерения
На КЛ измеряются:
потенциалы оболочек кабелей по отношению к земле с использованием медносульфатного или стального электрода сравнения;
разность потенциалов между оболочкой кабеля и другими сооружениями и рельсами электрифицированного транспорта;
значения силы и плотности токов и их направления в тех же местах и цепях, где производилось измерение потенциалов.
Для измерения поляризационных потенциалов КЛ должен применяться вольтметр с внутренним сопротивлением не менее 20000 Ом на 1 В шкалы с пределами измерений 75-0-75 мВ, 0,5-0-0,5 В, 1,0-0-1,0 В, 5,0-0-5,0 В. Положительный вывод вольтметра присоединяется к оболочке кабеля, а отрицательный — к электроду сравнения.
Если измеряемые разности потенциалов не превышают 1 В, следует применять медносульфатный неполяризующийся электрод сравнения (рис. 2); при больших разностях потенциалов могут быть использованы металлические электроды (Штыри).
Измерения производятся в доступных местах трассы исследуемой КЛ через 100-300 м (в контрольно-измерительных пунктах, во временных шурфах в коррозионно-опасных зонах и т.п.).
При измерениях с использованием стального электрода сравнения значение минимального защитного потенциала должно быть не менее минус 0,3 В.
Измерение значения силы постоянных токов и их направления выполняется в тех же местах и цепях, где производились измерения потенциалов. Сущность метода заключается в измерении падения напряжения между двумя находящимися на некотором расстоянии друг, от друга точками брони (оболочки) кабеля и в определении сопротивления брони (оболочки) между этими точками. Для измерений используется милливольтметр с внутренним сопротивлением 1 МОм на 1 В шкалы и пределами измерений: 0-1 мВ и 10-0-10 мВ.
8.5. Приборы для коррозионных измерений
Для коррозионных измерений на трассе КЛ используются следующие приборы:
измерители сопротивления заземления МС-08, М-416, Ф-416;
измерители почвенных потенциалов ЭП-1М, М-231;
измеритель значений тока и напряжения в цепях постоянного тока М-231;
самопишущий измеритель значений тока и напряжения в цепях постоянного тока Н-39;
измеритель постоянных и переменных напряжений, электрического сопротивления постоянному току, силы постоянного и эффективного значения синусоидальных токов ВК7-13;
вольтметр для измерения постоянного и переменного напряжений с входным сопротивлением не менее 10 МОм — В7-41;
вольтметр с прерывателем тока типа 43313;
прерыватель тока с запоминающей емкостью ПТ-1;
конденсатор емкостью 4 мкФ;
токоизмерительные клещи, измеряющие переменные и постоянные токи в аппаратуре;
измерительные электроды — медносульфатный неполяризующийся электрод, конструкция которого дана на рис. 2, и стальной электрод, представляющий собой стержень длиной 30-3,5 см с диаметром 15-20 мм. Конец электрода, забиваемый в землю, заточен конусом. На расстоянии 5-8 см от верхнего конца электрод имеет болт с гайкой для подключения измерительных приборов.
9.1. Определение характеристик масла маслонаполненных кабелей
Состояние масла в маслонаполненных КЛ контролируется регулярным анализом проб масла, отбираемых из различных элементов КЛ. На линиях низкого давления пробы отбираются из концевых муфт, стопорных муфт и подпитывающих баков. На линиях высокого давления пробы отбираются из концевых муфт и автоматических подпитывающих установок. Для проб масла определяются следующие основные характеристики: электрическая пробивная прочность масла по ГОСТ 6581-75 на аппарате
АИМ-80 или аналогичном ему, тангенс угла диэлектрических потерь согласно ГОСТ 6581-75 и содержание газа, растворенного в масле. При возникновении каких-либо процессов повреждения КЛ существенную помощь в выявлении ненормальностей может оказать хроматографический анализ, с помощью которого определяются наличие и процентное содержание газов — продуктов разложения масла (водорода, ацетилена, метана, оксида углерода, этана и т.п.). В отдельных случаях своевременный анализ проб позволяет выявить начавшиеся процессы повреждения КЛ и принять соответствующие профилактические меры.
В некоторых случаях требуется дополнительно определись:влагосодержание масла, температуру вспышки, температуру застывания, кинематическую вязкость, диэлектрические потери после старения и др.
Описание методов контроля кабельных масел приведено в разд. 9 Сборника. Некоторые особенности определения характеристик кабельных масел приведены ниже.
Испытание кабельного масла с повышенной вязкостью на пробой отличается от испытания маловязких масел введением операции подсушивания. Связано это с тем обстоятельством, что при отборе пробы масла из аппаратуры, особенно в холодное время года, дегазированное масло жадно впитывает воздух (а с ним и влагу), и это вызывает понижение пробивного напряжения,
что может привести к ошибочному заключению о годности масла. Подсушивание выполняется в сушильном шкафу при остаточном давлении 133 Па (1 мм рт.ст.) при температуре 100°С в течение 2 ч. Затем проба масла охлаждается в герметично закрытом сосуде до 60°С, после чего ее заливают в маслопробойник, где выдерживают не менее 30 мин. Пробой производят при плавчом подъеме напряжения.
Определение
tgd производят в плоском сосуде (рис. 3), обеспечивающем напряженность электрического поля Е = 1 кВ/мм.
Определение прозрачности производят после подсушивания при остаточном давлении 133 Па (1 мм рт.ст.) и температуре 100°С в течение 2 ч, после чего масло охлаждают до (20±5)°С в герметично закрытом сосуде. Просушенное и охлажденное масло наливают на высоту 50 мм в пробирку диаметром 32-34 мм высотой (135±2) мм со стенками толщиной 1-1,5 мм. К пробирке плотно присоединяют трубку с хлористым кальцием, тщательнозакрытую с обоих концов ватой, затем пробирку погружают в сосуд с охлаждающей жидкостью, где выдерживают при (15± 1 )°С в течение 4 ч. Уровень охлаждающей жидкости должен быть на 5 мм выше уровня масла в пробирке. Масло считается выдержавшим испытание, если при рассмотрении его при дневном проходящем свете не наблюдается появления мути.
Определение
tgd при частоте 50 Гц и напряженности 1 кВ/мм после старения масла в присутствии меди при 100°С в течение 300 ч с доступом воздуха производится по методике ВНИИКП. Старение производится в цилиндрической химически чистой пробирке диаметром (40 ±3) мм, высотой около 110 мм или диаметром (20 ±3) мм, высотой 200 мм. Испытуемое масло заливаютв пробирку в таком количестве, чтобы отношение объема масла к поверхности масла, соприкасающегося с воздухом, было равно шести. Допускается производить старение в конических колбах при том же соотношении объема масла к поверхности, соприкасающейся с воздухом. При старении масла в присутствии меди применяется электролитическая медная проволока (ГОСТ 2112-79). Количество медной проволоки рассчитывается из соотношения 225 см2 площади поверхности меди на 100 см3 масла. К дополнительным испытаниям прибегают лишь в случаях каких-либо отклонений в свойствах, обнаруженных в пробе масла (проба имеет очень темный цвет, необычный запах, содержит взвешенные частицы и т.п.).
Проверка на старение выполняется при возникновении каких-либо сомнений и главным образом на пробах, отобранных из партий свежего масла, полученного с завода.
Проверка содержания растворенного газа в масле выполняется при определении качества работы дегазационных установок и при возникновении каких-либо сомнений в качестве масла в линии. Проверка содержания растворенного газа позволяет обнаружить начавшийся процесс разложения масла в электрическом поле, а своевременное обнаружение газообразования позволит уменьшить объем восстановительных работ на линии. Определение объемного содержания газа в масле производится с помощью абсорбциометра, схема которого приведена на рис. 4.
Абсорбциометр состоит из мерного стакана, сильфонных вентилей, соединительных трубок, вакуумного шланга. В комплект входят вакуумный (типа РВН-20) или аналогичный насос и термопарный вакуумметр типа ВТ-2А (ВТ-3). Вакуумный насос предназначен для вакуумирования мерного стакана. Остаточное давление в нем должно быть не выше 0,65 Па (5
*10-3 мм рт.ст.). Объемное содержание газа в масле определяется по давлению газа, выделяющегося из масла, при впуске его в мерный стакан, из которого откачан воздух. При испытании масла на линии (или в дегазационной установке) прибор присоединяется непосредственно к объекту. Если испытание пробы масла выполняется в лаборатории, то проба масла отбирается в специальный сосуд (рис. 5) путем присоединения его к объекту, имеющему избыточное давление масла с проливом масла через сосуд в объеме не менее трехкратного объема сосуда. Для исключения попадания воздуха в этот сосуд он должен перевозиться в банке, заполненной теплым маслом.
Порядок выполнения измерений следующий:
откачивается воздух из прибора до остаточного давления 0,65 Па (при закрытых вентилях 3,4 и открытых всех других (см. рис. 4);
закрывается вентиль 1, отключается электродвигатель вакуумного насоса с напуском воздуха в насос;
открывается вентиль 3 (при закрытых вентилях 2, 4) для пролива масла, минуя мерный стакан;
закрывается вентиль 3, записывается остаточное давление в приборе, открытием вентиля 2 проливается в стакан 100-150 см
3испытуемого масла, после чего вентиль 2 закрывается и записывается остаточное давление по вакуумметру. Вычисляется объемное содержание газа, приведенного к атмосферному давлению газа в масле (в процентах объема масла), по формуле
где
Vп — объем прибора, см3;
Vм — объем масла, введенного в стакан, см3;
Р
2 — давление в приборе после впуска масла, Па;
Р
1 — давление в приборе до впуска масла, Па;
Ра — атмосферное давление, Па.
Обычно за результат испытаний по содержанию газа в масле принимается среднее из двух последовательных измерений, если результаты этих измерений отличаются один от другого не более чем на 30%.
Проверка содержания растворенного газа в масле может быть произведена с помощью хроматографа, который позволяет выявить незначительные объемы газов, содержащихся в масле, и является весьма полезным при восстановлении линии, на которой обнаружен процесс газообразования. При определении ремонтнопригодности участков секции, из которой удален кабель, содержащий газ, положительный результат анализа пробы масла на хроматографе подтверждает допустимость монтажа вставки кабеля. В настоящее время отсутствуют нормы на предельно допустимые концентрации газов и требуется проведение научно-исследовательских работ для
определения допустимых пределов как отдельных газов, так и компонентов смеси.
Согласно [9], предельные концентрации газов, растворенных в кабельном масле, составят не более:
Н
2 — 0,05%;
СН
4 — 0,01%;
С
2Н2 — 0,03%;
С
2Н4 — 0,03%;
С
2Н6 — 0,02%;
СО — 0,05%;
СО
2 — 0,1%.
При превышении указанных значений рекомендуется после вакуумировки заменить масло в исследуемой арматуре и произвести повторный анализ (после включения КЛ под напряжение). При повторном обнаружении роста концентрации газов выше предельных значений принять меры к уточнению места газообразования.
Предельные значения показателей качества масла для маслонаполненных кабелей приведены в табл. 2 и 3.
Таблица 2
Показатели качества изоляционных масел
Показатели масла | Для вновь вводимой линии с марками масла | Жидкость ПМС | Для линий в эксплуатации | ||||
МНК-4В | МН-3, МН-4 | С-220, 5R -А | ДЕ-07 | МНК-2 | |||
Пробивная прочность, кВ, т менее | 45 | 45 | 45 | 45 | 45 | 35 | 42,5 |
tgd при 100°С, %, не более | 0,8 | 0,8 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,8 | См табл 4 |
Кислотное число, мгКОН, не более | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | 0,02 | — | 0,04 |
Содержание водорастворимых кислот, щелочей, воды и механических примесей | Отсутствуют | ||||||
Содержание растворенного газа в масле, %, не выше | 1 | 1 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | — | 0,5-1* |
Содержание растворенного газа в линии, %, не выше | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | — | 0,1 |
Температура застывания, °С, не выше | -45 | -45 | -30 | -35 | -60 | Не нормирована | |
Температура вспышки, °С | 135 | 135 | 180 | 145 | 135 | — | |
* 1% — значение, допустимое для масел МН-3, МН-4, МНК-4В.
Таблица 3
Допустимые значения tgd масла при 100°С в зависимости от срока службы кабельных линий 110-220 кВ
Срок службы кабельных линий | tgd , % при номинальном напряжении линии, кВ* | ||
110 | 220 | 330-500 | |
При вводе в работу | 0,5/0,8 | 0,5/0,8 | 0,5 |
В эксплуатации: | |||
в течение первых 10 лет | 3 | 2 | 2 |
от 10 до 20 лет | 5 | 3 | — |
св. 20 лет | 10 | 5 | — |
* В числителе указано значение для марок масел С-220, 5
R-А, ДЕ-07.
9.2. Испытание КЛ на герметичность
Это испытание проводится созданием под оболочкой кабеля низкого давления избыточного давления не более 0,294 МПа (3 кгс/см
2). После отсоединения источника давления избыточное давление под оболочкой не должно уменьшаться в течение 1 ч при неизменной температуре окружающей среды. На линиях высокого давления это испытание производится при давлении 1,67-2,45 МПа (17-25 кгс/см2) в течение 48 ч.
9.3. Испытание КЛ на наличие нерастворенных газовых включений (пропиточное испытание)
Качество изготовления кабеля и монтажа муфт на линии характеризуется измерением коэффициента пропитки К. Измерение производится на каждой фазе каждой секции КЛ или на строительной длине кабеля низкого давления. Для этого к испытуемой секции в точке, имеющей высшую геодезическую отметку, посредством трубопровода подключаются вспомогательный бак давления 1А, сливная трубка и манометр с классом точности 1,0 и шкалой до 6 кгс/см
2 (рис 6). Вентили стационарных баков давления закрываются. Фаза секции, подвергающаяся испытанию, выдерживается при давлении испытания.в течение 1 ч, после чего вентиль вспомогательного бака закрывается, вентиль сливной трубки открывается и масло вытекает в мерный цилиндр.
После окончания вытеканий масла (появление редких капель — одна капля в 5 с) вентиль сливной трубки закрывается и восстанавливается рабочая схема подпитки секции. Коэффициент пропитки К вычисляется по формуле
где D
V — количество масла, вытекшего из фазы секции, м3;
DР — разность давления в фазе перед началом и после окончания вытекания масла, МПа (кгс/см2);
V — количество масла, содержащегося в фазе, м
3.
Значение К должно быть не более 6
*10-4 при измерении давления в кгс/см2 и не более 60*10-4 при измерении давления в МПа. Если высшая точка секции находится в трассе, то давление не должно быть ниже 0,0098 МПа (0,1 кгс/см2) в этой точке.
Измерение коэффициента пропитки КЛ высокого давления должно быть выполнено при снижении давления от 1,47 МПа (15 кгс/см
2) до 0,098 МПа (1 кгс/см2) в верхней точкелинии при отключенном подпитывающем агрегате путем слива масла через коллектор агрегата (или вентиль, установленный в верхней точке линии).
Предельному значению коэффициента пропитки (6
*10-4) соответствует процентное содержание нерастворенных газовых включений, равное 0,12%, т.е. между численными значениями коэффициента пропитки К и процентным содержанием нерастворенных газовых включений (Vо%) имеет место равенство
V
о % » 200 К.
Нормативными документами утверждено значение
Vо = 0,1%.
9.4. Испытание КЛ на свободное протекание масла
Измерение производится на каждой фазе каждой секции КЛ низкого давления по схеме, приведенной на рис. 6. К нижнему концу, имеющему низшую геодезическую отметку, фазы секции, которая подвергается испытанию, должен быть подключен вспомогательный бак давления 1 Б, а к верхнему концу (высшая геодезическая отметка) — сливная трубка с вентилем и манометр. Давление масла во вспомогательном баке должно быть таким, чтобы в любой точке фазы секции, подвергающейся испытанию, избыточное давление не превышало 0,294 МПа (3 кгс/см
2), а в самом верхнем участке было бы в пределах 0,049-0,098 МПа (0,5-1 кгс/см2). Вентили на стационарных баках давления фазы секции, подвергающейся испытанию, закрываются, а вентиль вспомогательного бака открывается. Фаза испытуемой секции выдерживается при давлении испытания в течение 1 ч, после чего вентиль на сливной трубке должен быть открыт и после получения установившейся струи в мерный цилиндр сливается 1000 см3 масла, при этом фиксируется время вытекания и давление масла во вспомогательном баке в начале и конце слива масла в мерный цилиндр. Объем вытекшего масла, мз/с, приведенный к единице времени, должен соответствовать вычисленному по теоретической формуле
где Р — среднее избыточное давление во вспомогательном баке за время слива масла в мерный цилиндр, Па;
h
— разность уровней между верхним и нижним концами фазы, подвергшейся испытанию секции, м;
g
— плотность масла, н/м3;
r — радиус маслопроводящего канала, м;
t
— время вытекания 0,001 м3, с;
h
— вязкость масла при температуре фазы секции, подвергшейся испытанию, Па-с;
l
— длина маслопроводящего канала (длина фазы), м. Объем масла, полученный в результате измерений линии, не должен быть меньше 80% значения, вычисленного по теоретической формуле.
В процессе эксплуатации КЛ, проложенных в земле, с засыпкой кабелей грунтом, вынутым из траншеи, в отдельных точках трассы могут образовываться места, где грунт имеет повышенное термическое сопротивление. Регулярный отбор проб грунта и их анализ позволяют выявлять эти места и принимать соответствующие профилактические меры. Обычно пробы грунта отбираются с трасс линий, которые загружены на 80-90%. Кроме того, образцы грунта отбираются в местах пересечения КЛ с теплотрассами. Лабораторные исследования удельного термического сопротивления грунтов выполняются на специальном приборе (рис. 7) с использованием нагревателя, создающего тепловой поток через образец с фиксированием перепада температур между двумя изотермическими поверхностями в нем. Прибор состоит из двух концентрических цилиндров, внутреннего латунного диаметром 34 мм и внешнего стального диаметром 142 мм, между которыми располагается образец грунта. В латунном цилиндре помещается нагреватель из нихромовой проволоки, являющейся источником постоянной регулируемой мощности, Вт/см
где / — ток в цепи нагревателя, А;
R
н — электрическое сопротивление нагревателя, Ом;
l
— рабочая длина нагревателя, см.
Нагреватель создает в образце грунта температурное поле. Температура фиксируется термопарами на различных радиусах по обе стороны от нагревателя на глубине 5-6 см (середина образца). Измерения ведутся в стационарном режиме, т.е. по достижении во всех точках образца постоянной температуры. С торцов образец грунта ограничен теплоизолирующими дисками толщиной 50 мм; в верхнем диске сделаны отверстия для ввода термопар (эти отверстия являются одновременно направляющими для термопар). Высота образца равна 130 мм. Удельное термическое сопротивление грунта между двумя цилиндрическими изотермическими поверхностями радиусами
r1 и r2 рассчитывается по формуле
где Т
1 и Т2 — температуры, измеренные термопарами, расположенными на радиусах r1 и r2 соответственно, °С (среднее арифметическое двух измерений, произведенных по обе стороны от нагревателя на одном расстоянии от него),
q
— мощность тепловыделения, Вт/см.
Перед определением термического сопротивления определяется естественная влажность образца высушиванием пробы до постоянной массы Пробы грунта высушиваются в сушильном шкафу при 105-110°С до тех пор, пока разница в массе между двумя последующими взвешиваниями будет не более 0,1% Влажность к сухой массе, %:
где Р
1 — масса образца до высушивания;
Р
2 — масса образца после высушивания.
Температура нагрева жил кабеля 6-35 кВ с бумажной изоляцией определяется по результатам измерений по формуле
где Jбр — температура на бронеленте (оболочке или шланге) кабеля, измеренная при опыте, °С,
DJ
— разность температуры между бронелентой (оболочкой или шлангом) кабеля и жилами кабеля.
Разность температуры может быть определена по формуле
где
n — число жил кабеля,
/оп — длительная максимальная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, А;
Р
20 — удельное электрическое сопротивление жилы кабеля при температуре 20°С, Ом мм2/см (для меди 17,93 10-5, для алюминия 29,4 • 10-5),
S — сечение жилы кабеля, мм2,
Тк — сумма термических сопротивлений изоляции и защитных покровов кабеля, °С см/Вт
Кр — поправочный коэффициент для приведения электрического сопротивления к расчетной температуре (при прокладке в воздухе 1,02, в земле 0,98)
a
— температурный коэффициент сопротивления теплопроводящей жилы, °С-1 (для меди 0,0039, для алюминия 0,0040),
J
доп — длительно допустимая температура нагрева жил, °С
J
окр — температура окружающей среды, измеренная при опыте, °С
Разность температуры ДЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами с различной степенью старения может быть определена также по номограммам:
Для кабелей с бумажной изоляцией и медными жилами разности температуры должны быть соответственно уменьшены в 1,7 раза.
Для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 3-10 кВ, находящихся в эксплуатации более 25 лет, а также для кабелей, длительное время (более 5 лет) работавших в тяжелых условиях, явившихся причиной заметного осушения изоляции, значения термических сопротивлений приведены в табл. 4.
Температура жилы маслонаполненного кабеля на напряжение 110 кВ низкого давления и кабелей 110 кВ с изоляцией изсшитого полиэтилена находится ориентировочно путем прибавления к измеренной температуре теплоперепада от защитных покровов до токоведущей жилы кабеля. С достаточной точностью температуры жилы кабелей 110 кВ при нагрузках, близких к номинальной, могут определяться по эмпирическим формулам:
t
ж= tм.л 15 или tж = tз.п 20, tж = tоб 15,
где
tж — температура жилы, °С;
t
м.л — температура медных усиливающих лент, °С;
t
з.п — температура защитных покровов, °С;
t
об — температура оболочки кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Таблица 4
Тепловые сопротивления изоляции и слоянаружных покровов Тн.п для трехжильных кабелей 3, 61 10 кВ с заметно осушенной изоляцией
Напряжение кабеля, кВ | Слой | Тепловые сопротивления изоляции (°С • см/Вт) кабелей с сечением жилы, мм 2 | |||||||||
16 | 25 | 35 | 50 | 70 | 95 | 120 | 150 | 185 | 240 | ||
3 | Изоляция | 68 | 51 | 45 | 38 | 34 | 29 | 26 | 24 | 21 | 19 |
Наружные покровы | 35 | 33 | 31 | 28 | 25 | 22 | 21 | 20 | 19 | 18 | |
6 | Изоляция | 83 | 73 | 64 | 58 | 50 | 42 | 37 | 32 | 30 | 30 |
Наружные покровы | 31 | 30 | 25 | 24 | 22 | 20 | 18 | 18 | 18 | 17 | |
10 | Изоляция | 101 | 89 | 82 | 72 | 66 | 57 | 51 | 47 | 43 | 37 |
Наружные покроры | 25 | 24 | 20 | 19 | 18 | 18 | 17 | 17 | 15 | 15 | |
Примечание. Удельные тепловые сопротивления приняты для изоляции 1000 °С-см Вт, для наружных покровов — 550
0С-см/Вт.
Если нагрузка значительно отличается от номинальной, то определение температуры жилы Jж по измеренной температуре оболочек Jоб кабелей низкого давления производится по выражению
где
Iоп — длительная максимальная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, А;
R
ж — активное сопротивление жилы переменному току при рабочей температуре, Ом/см;
Тиз —термическое сопротивление изоляции,
0С см/Вт;
W
д.п — диэлектрические потери, Вт/см.
Диэктрические потери в изоляции кабеля
Wд.п находятся из выражения ‘
где
Uo —фазное рабочее напряжение, В,
w
— 2p¦
= 314;
С — емкость кабеля, Ф/см;
tgd
— тангенс угла диэлектрических потерь при рабочей температуре (обычно находится в пределах 0,0025-0,004).
Термическое сопротивление изоляции находится из выражения
где
Pт.из — удельное термическое сопротивление изоляции, °С • см/Вт (450-550);
Д
1 и Д2 — наружный и внутренний диаметры кольцевого слоя изоляции, см.
Определение температуры жилы Jж по найденной температуре стальной трубы Jтр на линиях высокого давления производится по выражению
где Jтр — температура на стальном трубопроводе, °С;
DJ
из м — перепад температуры в изоляции и масле между кабелем и трубопроводом, °С;
Тм — термическое сопротивление масла, °С • см/Вт;
Тиз, Wд.п — определяются из выражений, приведенных выше.
Термическое сопротивление от поверхности (экрана) кабеля до стальной трубы Тм1 может быть найдено из выражения
где Рт.м — удельное термическое сопротивление теплопереходу с поверхности кабеля в масло и от масла к поверхности стальной трубы (принимается равным 435 °С • см/Вт);
К1 — коэффициент, учитывающий часть периметра верхней фазы, участвующей в теплообмене с трубой через масло (принимается равным 0,83 см-1);
К
2 — коэффициент, учитывающий часть периметра стальной трубы, участвующей в теплообмене с верхней фазой кабеля (принимается равным 0,42 см-1);
Дэк, Дтр — соответственно диаметры кабеля по экрану и внутренний диаметр трубы, см.
Сопротивление тепловому потоку по экранам соседних фаз на основании опытных данных принимается равным 232 °С-см/Вт. Это сопротивление включено параллельно термическому сопротивлению зоны масла. Отсюда:
Для контроля нагрева вертикальных участков КЛ на них устанавливаются термосопротивления для контроля местного перегрева, способствующего развитию пробоя в изоляции. На каждом из вертикальных участков должно быть установлено по три-четыре термосопротивления; первое у горловины концевой муфты и далее вниз через каждые 250-500 мм одно от другого. Измерения должны производиться систематически (не реже одного раза в 5-7 дн).
Превышение показания одного термосопротивления по отношению к другим на 2-3°С будет свидетельствовать о начавшемся процессе пробоя изоляции. Кабель должен быть при этом немедленно выведен из эксплуатации и должны быть приняты меры ло замене вертикального конца кабеля новым.
При одновременном контроле нагрева многих линий рекомендуется подключать термосопротивления к электронным потенциометрам, автоматически ведущим запись температур (например, КСП-4-12). Последние могут иметь устройство, автоматически подающее на щит управления сигнал о превышении разности температур выше обусловленных пределов.
Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на трубопроводах показана на рис. 13. Напряжение 20-100 В постоянного тока периодически прикладывается между стенкой трубопровода (могут использоваться контрольные выводы) и анодным заземлителем. На поверхности земли над трубопроводом измеряется разность потенциалов между двумя электродами, один из которых 6 неподвижен, а другой 8 перемещается вдоль трубопровода. Для измерения потенциалов должен использоваться вольтметр с высоким внутренним сопротивлением 400 кОм/В. Покрытие считается неповрежденным, если включение батареи не вызывает изменений показаний вольтметра. При расположении
подвижного электрода над местом повреждения покрытия или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода вольтметр даст отклонение при включении батареи.
Определение дефектных мест оболочек кабелей производится в основном акустическим методом с использованием минимальной мощности разряда для предотвращения повреждения медного экрана, полупроводящего слоя и основной изоляции. Ориентировочно зона повреждения оболочки определяется методом падения напряжения, а точное место повреждения — импульсно-контактным методом. Для ориентировочного определения зоны повреждения собирается схема, приведенная на рис. 14. Источник постоянного напряжения подключается между металлическим экраном и контуром заземления. Экран перед измерением отсоединяется от контура заземления. При присоединении вывода источника к экрану кабеля с поврежденной оболочкой (точка 1) измеряется напряжение от начала кабеля до места повреждения (
U1), а при присоединении вывода источника к жиле второго кабеля К2 (точка 2) — напряжение от конца кабеля до места повреждения (U2). При обоих измерениях устанавливаетсяодно и то же значение тока, которое не должно превышать 0,4 А. Время каждого измерения должно быть не более 1 мин.
Место повреждения оболочки определяется по формуле
где
Lx — расстояние от начала кабеля до места повреждения оболочки, м;
L
к — общая длина кабеля, м;
U1
— напряжение на участке от начала кабеля до местаповреждения, мВ;
U2
— напряжение на участке от конца кабеля до местаповреждения, мВ.
Уточнение места повреждения оболочки на трассе линии производится импульсно-контактным методом по схеме, приведенной на рис. 15. Металлический экран кабеля с поврежденной оболочкой отсоединяется от контура заземления. В качестве источника напряжения используется импульсный генератор, состоящий из выпрямительной установки с максимальным выпрямленным напряжением 10 кВ, батареи конденсаторов и разрядника с регулируемым воздушным промежутком. Для определения места повреждения конденсатор заряжается до определенного (по возможности минимального) напряжения и разряжается на искровой промежуток, включенный между металлическим экраном и конденсатором. В месте повреждения пластмассовой оболочки возникает пробой
от экрана на землю и образуется поле растекания тока вокруг места повреждения. Энергия разряда конденсатора W = 1/(2СU2), достаточная для обнаружения места повреждения оболочки и не вызывающая повреждения изоляции жилы кабеля, находится в пределах от 54 до 450 Дж. В качестве индикатора обычно применяется вольтметр со средней нулевой точкой и большим входным сопротивлением (20 кОм/В). В Мосэнерго наиболее часто используется ампервольтметр М-231. Вольтметр присоединяется к металлическим зондам, которые при измерении втыкаются в грунт вдоль оси трассы КЛ на глубину 5-8 см на расстоянии 2-3 м один от другого. Расстояние между зондами по время измерения поддерживается
постоянным. Измерения обычно начинаются с точки трассы, заведомо находящейся до
места повреждения. При этом стрелка прибора будет отклоняться в одну сторону,
при приближении к месту повреждения показания прибора возрастут, непосредственно
в месте повреждения показания будут равны нулю, а за местом повреждения стрелка
прибора будет отклоняться в другую сторону. Бригада для определения места
повреждения оболочек обычно состоит из трех человек.
В соответствии с ПТБ [8] работы на КЛ выше 1000 В по испытаниям с подачей повышенного напряжения от постороннего источника и измерениям оформляется нарядом. Испытания и измерения на КЛ до 1000 В проводятся по распоряжению.
Бригада, выполняющая испытания КЛ, должна состоять не менее чем из двух человек с IV и III группой квалификации по технике безопасности. Измерение сопротивления изоляции КЛ мегаомметром может выполнять один человек, имеющий III группу квалификации. При испытании КЛ, если противоположный конец ее расположен в незапертом помещении (либо с разделанными жилами в котловане), помимо вывешивания плакатов у дверей, ограждений и разделанных жил кабеля должна быть выставлена охрана из включенных в состав бригады работников с группой II.
Измерения в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, должны производиться по наряду не менее чем тремя работниками, из которых двое — страхующие. Производитель работ должен иметь группу IV. Перед началом работ в подземных сооружениях с помощью газоанализаторов определяется отсутствие горючих газов и недостаток кислорода. Распространенным ядовитым
газом является угарный газ. Наиболее действенным мероприятием, предотвращающим отравление угарным газом, является принудительная вентиляция помещения. Персонал, посещающий колодец, должен пользоваться предохранительным поясом со страховочным канатом.
При работах в котлованах (траншеях) должны быть приняты меры по креплению стен траншеи, отводу поверхностных вод, обозначению зоны работы и ее ограждению. Работы в траншее вдоль транспортных магистралей должны выполняться с повышенной осторожностью, а персонал
должен применять дополнительные защитные средства, главными из которых являются защитные каски, оранжевые жилеты.
Работы, выполняемые на высоте более 5 м от поверхности грунта (например, на верхних фланцах концевых муфт высоковольтных КЛ), являются верхолазными и должны выполняться с использованием предохранительного пояса.
Испытания, измерения на отключенных КЛ, выполненных одножильными кабелями, проложенными в одной траншее с КЛ, находящимися под нагрузкой, должны проводиться с повышенной осторожностью, поскольку наведенное напряжение от соседних линий может достигать нескольких десятков вольт. Особо опасными могут оказаться работы на протяженных кабельно-воздушных линиях, где наведенный потенциал может превышать 42 В.
После испытания КЛ (в том числе и мегаомметром) с нее должен быть снят остаточный заряд.
1. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Ч. 1. Кабельные линии напряжением до 35 кВ.— М,: СПО Союзтехэнерго, 1980.
2. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Ч. 2. Кабельные линии напряжением 110-500 кВ — М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.
3. Нормы испытания электрооборудования. Изд. пятое.— М.: Атомиздат, 1978.
4. ГОСТ 9.602-89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
5. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
6. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии.— М.: Стройиздат, 1982.
7. Макиенко Г.П., Попов Л.В. Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения.— М.: Энергоатомиздат, 1985.
8. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок.— М.: Энергоатомиздат, 1987.
9. Определение состояния маслонаполненных кабелей 110-220 кВ и выше путем анализа масла на хроматографе. Технологическая инструкция 572.00.00.000 ТИ.— М.: СКТБ ВКТ Мосэнерго, 1980.