• Текст документа
  • Статус
Недействующий


ИЗВЕЩЕНИЕ N1
ОБ ИЗМЕНЕНИИ "ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ: РД 34.20.501-95"

УТВЕРЖДЕНО Министерством энергетики Российской Федерации 17.07.2000

Заместитель министра В.В. КУДРЯВЫЙ

Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "ЕЭС России" 23.06.2000

Первый заместитель председателя правления О.В.БРИТВИН


В настоящем Извещении приводятся изменения и дополнения, составленные в связи с выходом после выпуска "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации": РД 34.20.501-95" (М.: СПО ОРГРЭС, 1996) федеральных законов РФ, положений, разработанных на государственном уровне, ряда нормативных документов, отдельные требования которых должны быть отражены в ПТЭ. Кроме того, учтены предложения энергосистем и энергопредприятий.

В текст РД 34.20.501-95 внести следующие изменения и дополнения:

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ


1. В п.1.1.6 исключить предпоследний абзац:

"технический надзор за эксплуатацией блок-станций, сетей и районных отопительных котельных других ведомств, находящихся на территории и подключенных к сети данной энергосистемы."

2. Пункт 1.3.2 изложить в следующей редакции:

"1.3.2. К непосредственному воздействию на органы управления энергоустановок допускаются лица, прошедшие профотбор и получившие право управления этими установками."

3. Второй абзац п.1.9.3 изложить в следующей редакции:

"Объем оснащения энергоустановок СИ должен обеспечивать контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы; учет прихода и расхода ресурсов, выработанных, затраченных и отпущенных электроэнергии и тепла; контроль за соблюдением безопасных условий труда и санитарных норм; контроль за охраной окружающей среды."

4. Пункт 1.9.5 изложить в следующей редакции:

"1.9.5. До ввода в промышленную эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации основного оборудования энергообъектов измерительные каналы ИИС, в том числе входящих в состав АСУ ТП и АСДУ, должны подвергаться поверке и (или) калибровке."

5. Пункт 1.9.7 изложить в следующей редакции:

"1.9.7. Поверке подлежат все СИ, относящиеся к сфере Государственного контроля и надзора, в том числе эталоны, используемые для поверки и калибровки СИ, рабочие СИ, относящиеся к контролю параметров окружающей среды, обеспечению безопасности труда, используемые при выполнении операций коммерческого учета (расчета) электрической, тепловой энергии и топлива, а также при геодезических работах."

6. Пункт 1.9.10 изложить в следующей редакции;

"1.9.10. Результаты поверки СИ должны удостоверяться поверительным клеймом и (или) свидетельством о поверке, форма которых и порядок нанесения устанавливаются Госстандартом России."

7. Пункт 1.9.11 изложить в следующей редакции:

"1.9.11. Калибровке подлежат все СИ, используемые на энергообъектах для контроля за надежной и экономичной работой оборудования, при проведении наладочных, ремонтных и научно-исследовательских работ, не подлежащие поверке и не включенные в перечень СИ, применяемых для наблюдения за технологическими параметрами, точность измерения которых не нормируется."

8. Пункт 1.9.19 изложить в следующей редакции:

"1.9.19. На энергообъектах измерения технологических параметров, относящихся к сфере Государственного контроля и надзора, должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ. Перечень технологических параметров, не относящихся к сфере Государственного контроля и надзора, измерения которых должны осуществляться в соответствии с аттестованными МВИ, определяется руководством энергообъекта (энергообъединения)."

9. Пункт 1.9.22 изложить в следующей редакции:

"1.9.22. Проектная документация в составе рабочего проекта на стадии ее разработки должна подвергаться метрологической экспертизе, выполняемой метрологической службой проектной организации или метрологической службой энергообъектов и организаций в соответствии с требованиями отраслевых документов."

2. ТЕРРИТОРИЯ, ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

10. Пункт 2.2.6 изложить в следующей редакции:

"2.2.6. Дымовые трубы и газоходы должны подвергаться наружному осмотру 1 раз в год (весной). Наружное и внутреннее обследование дымовых труб должно производиться 1 раз в 5 лет. Внутреннее обследование труб с кирпичной, монолитной футеровкой и вентилируемым зазором может быть заменено тепловизионным обследованием без остановки котлов."

3. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ГИДРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

11. Первый абзац п.3.1.25 изложить в следующей редакции:

"Надзор за безопасностью гидротехнических сооружений должен осуществляться в соответствии с Федеральным Законом "О безопасности гидротехнических сооружений" и "Положением о системе отраслевого надзора за безопасностью гидротехнических сооружений электростанций."

12. Добавить новый пункт 3.1.26а после п.3.1.26:

"3.1.26а. Контроль (мониторинг) за показателями состояния гидротехнических сооружений, природными и техногенными воздействиями должен осуществляться постоянно. Данные натурных наблюдений должны регулярно, не реже 1 раза в 5 лет, анализироваться, и по их результатам должна проводиться оценка безопасности гидротехнического сооружения и гидроузла в целом. Для сооружений 1-го, 2-го и 3-го классов эти работы должны выполняться с привлечением специализированных организаций."

13. Дополнить п.3.1.37 новым абзацем:

"Инструментальное обследование состояния основных затворов должно проводиться по мере необходимости. Для затворов, находящихся в эксплуатации 25 лет и более, периодичность обследований не должна превышать 5 лет."

14. Дополнить третий абзац п.3.2.1 следующим текстом:

"Пересмотр этих правил должен производиться по мере накопления эксплуатационных данных, но не реже 1 раза в 15 лет. В случае реконструкции сооружений гидроузла, оказывающей влияние на управление водным режимом, правила подлежат пересмотру."

4. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

15. Пункт 4.1.61 изложить в следующей редакции:

"4.1.61. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные инструкциями заводов-изготовителей и другой нормативной документацией."

16. Первый абзац п.4.3.3 изложить в следующей редакции:

"Перед пуском котла из ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 сут) должны быть проверены исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, устройств защиты, блокировок, предупредительной сигнализации и средств оперативной связи. Выявленные неисправности должны быть устранены."

17. В п.4.3.31 исключить второй абзац.

18. Первый абзац п.4.3.44 изложить в следующей редакции:

"Котел должен быть немедленно остановлен (отключен) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:"

19. Пункт 4.4.6 изложить в следующей редакции (выписка из Изменения N1, утвержденного руководством РАО "ЕЭС России" и Министерства топлива и энергетики Российской Федерации и разосланного энергосистемам и электростанциям Письмом РАО "ЕЭС России" от 11.02.2000 г. N 27-4-1/44):

"4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (если нет специальных указаний завода-изготовителя):

а) после монтажа турбины;

б) после капитального ремонта;

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

г) при пуске после разборки автомата безопасности;

д) при пуске после длительного (более 3 мес) простоя турбины;

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

ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;

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

В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя."

20. Первый абзац п.4.4.29 изложить в следующей редакции:

"Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в следующих случаях:"

21. В п.4.4.29 включить дополнительно подпункт ч):

"ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя."

22. Первый абзац п.4.5.15 изложить в следующей редакции:

"Энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:"

23. Первый абзац п.4.6.19 изложить в следующей редакции:

"Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:"

24. В п.4.6.19 включить дополнительно подпункт р):

"р) возникновения кругового огня на контактных кольцах турбогенератора."

25. Дополнить п.4.7.1 новым абзацем:

"Вывод из работы устройств систем управления для проведения ремонта, испытаний и других работ должен производиться в соответствии с п.6.4.2."

26. Пункт 4.7.24 изложить в следующей редакции:

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

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной техническим руководством энергообъекта."

27. Последний абзац п.4.8.20 изложить в следующей редакции:

"Удельная электрическая проводимость должна быть:

для котлов давлением 100 кгс/смИзвещение N 1 об изменении (9,8 МПа) не более 0,5 мкСм/см для дегазированной пробы или 1,5 мкСм/см для Н-катионированной пробы;

для котлов давлением 140 кгс/смИзвещение N 1 об изменении (13,8 МПа) не более 0,3 мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы."

28. Пункт 4.8.22 изложить в следующей редакции:

"4.8.22. Качество питательной воды и пара котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см (3,9 МПа) должно соответствовать ГОСТ 20995-75. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы АО-энерго."

29. Пункт 4.8.41 изложить в следующей редакции:

"4.8.41. На электростанциях, работающих на органическом топливе, непроизводительные внутристанционные потери воды, пара и конденсата, обусловленные отклонениями от технологических режимов, утечками, парением, неплотностями оборудования и арматуры, при номинальной производительности работающих котлов должны быть не более, % общего расхода питательной воды:

На конденсационных электростанциях

1,0

На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой

1,2

На ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной нагрузками

1,6


При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального, нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не более чем в 1,5 раза.

Нормы технологических потерь воды, пара и конденсата (потерь на собственные нужды) при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды тепловой сети, разгрузке мазута, отборе проб теплоносителя для химических анализов и других технологических операций должны разрабатываться электростанцией для каждой операции с учетом возможного повторного использования воды в цикле ТЭС.

Общая суммарная норма внутристанционных непроизводительных и технологических потерь воды, пара и конденсата для каждой электростанции должна ежегодно утверждаться АО-энерго."

30. Вместо четвертого и пятого абзацев п.4.11.10 поместить три абзаца в следующей редакции:

"Инструментальное обследование бака-аккумулятора с определением толщины и состояния стенок и днища должно выполняться не реже 1 раза в 5 лет.

При защите металла бака-аккумулятора от коррозии и воды в них от аэрации герметизирующей жидкостью внутреннее обследование проводится при замене герметика.

Для баков-аккумуляторов, предназначенных по проекту для хранения жидкого топлива, допустимый коррозионный износ поясов стенки при наличии усиливающих конструкций не должен превышать 20% проектной толщины. Опорожнение этих баков в зимний период недопустимо."

31. Первый абзац п.4.12.32 изложить в следующей редакции:

"Для гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой с температурой не ниже 5 и не выше 40 °С."

32. Пункт 4.12.34 изложить в следующей редакции:

"4.12.34. Для определения опасности наружной коррозии трубопроводов подземных тепловых сетей должны систематически производиться их осмотры и электрические измерения по выявлению коррозионной агрессивности грунтов и опасного воздействия блуждающих токов в соответствии с "Типовой инструкцией по защите тепловых сетей от наружной коррозии".

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

33. Последний абзац п.5.1.24 изложить в следующей редакции:

"Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрическую сеть, допускается работа генератора или синхронного компенсатора с замыканием на землю в сети продолжительностью до 6 ч."

34. Последний абзац п.5.1.38 изложить в следующей редакции:

"Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов"."

35. Пункт 5.1.45 изложить в следующей редакции:

"5.1.45. При плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) необходимо обеспечить безотлагательную разборку главной схемы электрических соединений для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор (за исключением генераторов гидротурбинных установок, на которые распространяются требования п.3.3.4 настоящих Правил)."

36. В раздел 5.1 добавить новый пункт 5.1.46 в следующей редакции:

"5.1.46. Круговой огонь на контактных кольцах турбо- и гидрогенераторов, вспомогательного генератора, а также на коллекторе возбудителя не допускается.

При обнаружении кругового огня персонал должен немедленно отключить турбину, снять возбуждение и отключить генератор от сети."

37. Первый абзац п.5.2.13 изложить в следующей редакции:

"Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100 кВт в случае необходимости контроля технологического процесса, а также для электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть обеспечен контроль тока статора."

38. Пункт 5.2.15 изложить в следующей редакции:

"5.2.15. Центровку и балансировку агрегата; снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносных подшипников; ремонт вкладышей выносных подшипников скольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (при принудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха, а также воды к воздухоохладителям, обмоткам и другим элементам электродвигателя, охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, должен производить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм, или персонал подрядной организации, производящей ремонт оборудования на данной электростанции."

39. Пункт 5.3.20 исключить.

40. Пункт 5.4.9 изложить в следующей редакции:

"5.4.9. За температурой контактных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику."

41. Пункт 5.8.19 изложить в следующей редакции:

"5.8.19. Раскопку кабельных линий специальными землеройными машинами, а также рыхление грунта над кабелем с применением отбойных молотков, ломов и кирок производить не более чем на глубину залегания защитного покрытия или сигнальной ленты или на глубину, при которой до кабеля остается слой грунта не менее 25 см. Остальной слой грунта должен удаляться вручную лопатами.

Перед началом раскопок должно быть произведено контрольное вскрытие кабельной трассы под надзором персонала энергообъекта.

При проведении работ, не связанных с раскопкой, прокладкой или ремонтом кабелей, применение землеройной техники на расстоянии менее 1 м, а ударных и вибропогружных механизмов менее 5 м от кабельной трассы запрещено.

Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия."

42. Пункт 5.13.8 изложить в следующей редакции:

"Для питания электролизера должна применяться вода, по качеству соответствующая дистилляту (обессоленная вода, конденсат). При этом удельная электрическая проводимость воды должна быть не более 5 мкСм/см (или удельное сопротивление - не менее 200 кОм/см).

Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия (КОН): технический высшего сорта (ГОСТ 9285-78), поставляемый в виде чешуек, или марок ЧДА, Ч (ГОСТ 24363-80)."

43. Пункт 5.13.10 изложить в следующей редакции:

"5.13.10. Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера не более 20 °С."

44. Пункт 5.13.11 изложить в следующей редакции:

"5.13.11. При использовании кислорода для нужд электростанции давление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживаться ниже давления водорода в них."

45. Четвертый абзац п.5.14.7 изложить в следующей редакции:

"Находящееся в резерве - сокращенному анализу (не реже 1 раза в 4 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год)."

46. В пунктах 5.1.32; 5.1.37; 5.1.43; 5.2.16; 5.3.28; 5.4.30; 5.6.12; 5.8.16; 5.8.21; 5.11.5 и 5.14.3 заменить "Нормы испытаний электрооборудования" на "Объем и нормы испытаний электрооборудования."

47. Раздел 6 изложить в следующей редакции:

6. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

6.1.1. В каждой энергосистеме (АО-энерго), объединенной энергосистеме (ОЭС), Единой энергосистеме (ЕЭС России) должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей независимо от их форм собственности.

Задачами оперативно-диспетчерского управления являются:

планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, ОЭС и ЕЭС России, обеспечивающих энергоснабжение потребителей в соответствии с условиями и положениями заключенных договоров;

планирование и подготовка ремонтных работ;

обеспечение надежности функционирования энергосистемы, ОЭС и ЕЭС России;

выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;

обеспечение экономичности работы энергосистем, ОЭС и ЕЭС России путем минимизации затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии с учетом условий и положений заключенных договоров;

предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической сети, тепловой сети и подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом) должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление, задачами которого являются:

ведение требуемого режима работы;

производство переключений, пусков и остановов;

локализация аварий и восстановление режима работы;

подготовка к производству ремонтных работ.

6.1.3. Оперативно-диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

6.1.4. Функции оперативно-диспетчерского управления должны выполнять:

в ЕЭС России - центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);

в ОЭС - объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

в АО-энерго - центральная диспетчерская служба (ЦДС);

в электрической сети - оперативно-диспетчерская служба предприятия электрической сети АО-энерго;

в тепловой сети - диспетчерская служба этой сети;

на электростанциях и подстанциях - оперативно-диспетчерский персонал этих энергообъектов.

6.1.5. Для каждого уровня оперативно-диспетчерского управления должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями - оперативное управление и оперативное ведение.

6.1.6. В оперативном управлении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми оперативно-диспетчерский персонал данного уровня выполняет непосредственно или если эти операции требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться оперативно-диспетчерским персоналом непосредственно или под руководством диспетчера, в оперативном управлении которого находятся данное оборудование и устройства.

6.1.7. В оперативном ведении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера.

6.1.8. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням оперативно-диспетчерского управления.

Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов, ЦДС АО-энерго и ОДУ, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены соответственно техническим руководителем энергообъекта, АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу uwt@kodeks.ru

Извещение N 1 об изменении "Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95"

Название документа: Извещение N 1 об изменении "Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95"

Номер документа: 34.20.501-95

1

Вид документа: РД

Изменение

Принявший орган: Минэнерго России

Статус: Недействующий

Опубликован: официальное издание

М.: СПО ОРГРЭС, 2000 год

Дата принятия: 24 августа 1995

17 июля 2000

Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах