Недействующий
Профессиональные справочные системы
для специалистов строительной отрасли


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/см (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/см (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:

Доступ к полной версии документа ограничен
Этот документ доступен в системах «Техэксперт» и «Кодекс».