1. Генераторы и синхронные компенсаторы
5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.
5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения, каналы стабилизации, форсировка возбуждения и др.) допускается только для ремонта или проверки. (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.
На электростанциях и в энергосистемах должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ.
На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.
5.1.3. Выбор, проверка, корректировка и реализация параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должны осуществляться в соответствии с требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом “б” пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2021 г.
N 937 “Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации”.(в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
АРВ, не указанные в абзаце первом настоящего пункта Правил, а также отдельные устройства форсировки рабочего возбуждения (при наличии) должны быть настроены так, чтобы при понижении напряжения на выводах генератора ниже заданных параметров релейной форсировки были обеспечены: (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
предельный ток возбуждения и предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, за исключением ограничений для отдельных типов генераторов и синхронных компенсаторов, установленных документацией изготовителя или локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики (эксплуатирующей организации);(в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
необходимое быстродействие и максимальная скорость нарастания напряжения возбуждения; (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
работа релейной форсировки возбуждения и автоматическое ограничение заданной длительности форсировки; (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
ограничение до двукратного значения тока ротора (для тиристорных систем возбуждения; для бесщеточных систем возбуждения, АРВ которых имеют соответствующий ограничитель) при работе в электрической сети с выдержкой времени на ввод, задаваемой в диапазоне от 0,1 до 0,6 секунд;(в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
ограничение максимального напряжения ротора и тока возбуждения бесщеточного возбудителя (для бесщеточных систем возбуждения). (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 13.02.2021 N 98)
5.1.4. Генераторы должны вводиться в эксплуатацию на основном возбуждении.
В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.
Переходы с рабочего канала регулирования возбуждения на резервный и обратно должны производиться, как правило, без изменения режима работы генераторов.
5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений (разрядник, гасительное сопротивление и т.п.).
5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов и подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления (расхода) масла ниже установленного предела.
Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.
5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.
Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой не допускается.
Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.
5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.
Генераторы и синхронные компенсаторы с воздушным охлаждением должны быть оборудованы системой пожаротушения распыленной водой или инертным газом.
5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газовой среды, заполняющей корпус турбогенераторов; уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.
5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:
температуры точки росы (влажности) газа в корпусе турбогенератора – не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, – не реже 1 раза в сутки.
Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически;
газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) – не реже 1 раза в месяц;
чистоты водорода в корпусе машины – не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора – не реже 1 раза в смену;
содержания водорода в газовых ловушках обмоток статоров и газоохладителей турбогенераторов с водородно-водяным охлаждением, в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов – непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора – переносным газоанализатором или индикатором не реже 1 раза в сутки;
содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора – в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;
показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора – в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.
5.1.11. Чистота водорода должна быть не ниже: в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов – 98%, в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см2 (50 кПа) и выше – 97%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см2 (50 кПа) – 95%.
Температура точки росы водорода при рабочем давлении или воздуха в корпусе турбогенератора должна быть не выше 15 град. С и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.
Температура точки росы воздуха в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.
5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2%, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора – не более 2%.
5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1%. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1% и выше, а в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны) более 2% не допускается.
5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны быть не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более /- 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя.
5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).
Опломбирование запорной арматуры системы маслоснабжения уплотнений вала должно соответствовать положениям п. 4.4.17 настоящих Правил.
5.1.18. Суточная утечка водорода в генераторе должна быть не более 5%, а суточный расход с учетом продувок – не более 10% общего количества газа при рабочем давлении.
Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5% общего количества газа в нем.
5.1.19. Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации.
При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.
Допускается использование при включении в сеть способа самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем.
При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.
5.1.20. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии.
5.1.21. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается.
Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла.
Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, турбогенераторов ГТУ, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается; на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях – не ограничивается.
5.1.22. Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более и всех турбогенераторов газотурбинных и парогазовых установок также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до /- 5% и частоты до /- 2,5% номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6%, если в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения и частоты.
Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах /- 5%, длительно допустим при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.
В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до /- 5% длительно допустим только при соответствующих параметрах охлаждения.
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110% номинального. При напряжении выше 105% допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний.
При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже 95% номинального ток статора должен быть не выше 105% длительно допустимого.
5.1.23. Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, не допускается.
В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистемах допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в таблице 5.1 кратности тока, отнесенной к номинальному значению.
Таблица 5.1
Допустимая кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора
| Продолжительность перегрузки, мин., не более | Косвенное охлаждение обмотки статора | Непосредственное охлаждение обмотки статора | |
| водой | водородом | ||
| 60 | 1,1 | 1,1 | |
| 15 | 1,15 | 1,15 | |
| 10 | 1,1 | ||
| 6 | 1,2 | 1,2 | 1,15 |
| 5 | 1,25 | 1,25 | |
| 4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 3 | 1,4 | 1,35 | 1,25 |
| 2 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 1 | 2,0 | 1,5 | 1,5 |
Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора (таблица 5.2).
Таблица 5.2
Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора
| Продолжительность перегрузки, мин., не более | Турбогенераторы | |
| ТВФ, кроме ТВФ-120-2 | ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2 | |
| 60 | 1,06 | 1,06 |
| 4 | 1,2 | 1,2 |
| 1 | 1,7 | 1,5 |
| 0,5 | 2,0 | |
| 0,33 | 2,0 | |
5.1.24. При появлении однофазного замыкания на землю в обмотке статора или цепи генераторного напряжения блочный генератор (синхронный компенсатор) или блок при отсутствии генераторного выключателя должен автоматически отключаться, а при отказе защиты – немедленно разгружаться и отключаться от сети:
на блоках генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор) без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам собственных нужд – независимо от значения емкостного тока замыкания;
при замыкании на землю в обмотке статора блочных генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих электрическую связь на генераторном напряжении с сетью собственных нужд или потребителей, – при токах замыкания 5 А и более.
Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора генераторов и компенсаторов, работающих на сборные шины при естественном токе замыкания на землю 5 А и более.
При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей и включенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когда емкостный ток замыкания не превышает 5 А и защиты действуют на сигнал или нечувствительны, работа генераторов (компенсаторов) допускается в течение не более 2 ч (для отыскания места замыкания, перевода нагрузки).
При выявлении замыкания в обмотке статора генератор (компенсатор) должен быть отключен.
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.
5.1.25. При появлении сигнала или выявлении измерениями глубокого понижения сопротивления изоляции цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора он должен быть не более чем за 1 ч, а при замыкании на землю – немедленно переведен на резервный возбудитель или резервный тиристорный канал возбуждения.
Если при этом сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе, если оно останется пониженным, но выше предельного наименьшего значения, установленного инструкцией завода-изготовителя или другими нормативными документами, турбогенератор при первой возможности, но не позднее чем через 7 сут. должен быть выведен в ремонт.
При отсутствии резервного возбудителя, невозможности его использования или неисправности резервного тиристорного канала возбуждения, а также при дальнейшем понижении сопротивления изоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.
При появлении замыкания на землю (понижении сопротивления изоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора он должен быть переведен на резервный возбудитель или резервный тиристорный канал возбуждения.
Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератор должен быть при первой возможности выведен в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или отключение.
При появлении сигнала турбогенератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети. Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.
Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не допускается.
5.1.26. Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12% номинального для турбогенераторов и 20% для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.
Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20% при мощности 125 МВ.А и ниже, 15% – при мощности свыше 125 МВ.А.
Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%.
Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального.
5.1.27. Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60% номинальной, а продолжительность работы при этом – не более 30 мин.
Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения асинхронизированных турбогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии – на основании результатов специальных испытаний или положений нормативных документов.
Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установлена расчетами или испытаниями.
Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.
Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается.
5.1.28. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом-изготовителем турбины или нормативными документами.
5.1.29. Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.
Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуждением (в емкостном квадранте) должна быть установлена на основании заводских инструкций или нормативных документов, а при их отсутствии – на основании результатов специальных тепловых испытаний.
5.1.30. Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.
Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии – на основании нормативных документов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети и состояния стали сердечника генератора.
При работе генераторов в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.
5.1.31. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода без возбуждения, не допускается.
В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин. (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткие условия), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.
5.1.32. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500 – 1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.
При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и объемом и нормами испытаний электрооборудования.
Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается только с разрешения технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети, с учетом положений п. 5.1.25 настоящих Правил.
5.1.33. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать положениям типовой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения.
Фильтры, установленные в системе жидкостного охлаждения, должны постоянно находиться в работе.
При понижении удельного сопротивления дистиллята в обмотках генератора до 100 кОм.см должна действовать предупредительная сигнализация, а при его понижении до 50 кОм.см генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято.
5.1.34. Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное при монтаже или ремонте мегаомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов – не менее 0,3 МОм, если в инструкциях не оговаривается более жесткая норма.
Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц.
Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна быть проверена при капитальном ремонте.
5.1.35. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок.
5.1.36. Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать положениям п. 4.4.26, а крестовин и подшипников гидрогенераторов – положениям п. 3.3.12 настоящих Правил.
У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 и 1000 об./мин. двойная амплитуда вибрации должна быть не выше 80 мкм. При отсутствии устройства дистанционного измерения вибрации периодичность контроля устанавливается в зависимости от вибрационного состояния компенсатора, но не реже 1 раза в год.
Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измеряться не реже 1 раза в 3 мес. и быть не выше 300 мкм. При вибрации контактных колец свыше 300 мкм, сопровождающейся ухудшением работы щеточно-контактного аппарата, турбогенератор при первой возможности должен быть выведен в ремонт. Вибрация колец после ремонта не должна превышать 200 мкм.
5.1.37. После монтажа и капитального ремонта генераторы и синхронные компенсаторы, как правило, могут быть включены в работу без сушки. Необходимость сушки устанавливается объемом и нормами испытаний электрооборудования.
5.1.38. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны производиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.
В аварийных условиях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины.
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.
5.1.39. На тех электростанциях, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его 10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота – шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.
При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50%.
5.1.40. Запас водорода на тех подстанциях, где установлены синхронные компенсаторы с водородным охлаждением, должен обеспечивать 20-дневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовым объемом, а при наличии электролизной установки – 10-дневный расход и однократное заполнение указанного компенсатора. Запас углекислого газа или азота на таких подстанциях должен обеспечивать трехкратное заполнение этого же компенсатора.
5.1.41. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток и других активных и конструктивных частей внутри корпуса генератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот, участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты и давления водорода, а также влажности газовой среды в турбогенераторе должен осуществлять электрический цех электростанции.
Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла и лабиринтные маслоуловители), масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный или котлотурбинный цех.
На тех электростанциях, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этот цех.
Возможное на ряде электростанций отступление от вышеуказанного распределения функций по обслуживанию узлов и систем генераторов с учетом местных условий должно быть закреплено распоряжением технического руководителя электростанции.
5.1.42. Капитальный и текущий ремонт генераторов должен быть совмещен с капитальным и текущим ремонтом турбин.
Капитальный ремонт синхронных компенсаторов должен производиться 1 раз в 4 – 5 лет.
Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны быть произведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах должны быть произведены не позднее чем через 6000 ч.
Выемка роторов генераторов и синхронных компенсаторов при последующем ремонте должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с положениями нормативных документов.
5.1.43. Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования.
5.1.44. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин не допускаются.
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 положения п. 3.3.4 настоящих Правил).
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.
5.1.47. Турбогенераторы с замкнутой системой воздушного охлаждения должны эксплуатироваться с включенными в работу и исправными устройствами предотвращения попадания загрязнений из окружающего воздуха внутрь машины (системой наддува, фильтрами и т.п.).
Турбогенераторы с разомкнутой системой охлаждения должны быть оборудованы устройствами подвода наружного воздуха, очистки и рециркуляции охлаждающего машину воздуха.
Нормы качества пара и воды
4.8.15. Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам <*>:
на PO; удельная электрическая проводимость приведена для Н-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25 град. С, значение рН – также в пересчете на 25 град. С.
Соединения натрия, мкг/дм3, не более ………………………………………………… 5
Кремниевая кислота, мкг/дм3, не более ……………………………………………… 15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более ……………….. 0,3
рН, не менее …………………………………………………………………………………….. 7,5
При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение рН не менее 6,5.
4.8.16. Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более ……………………………………………… 0,2
Соединения натрия, мкг/дм3, не более ………………………………………………….. 5
Кремниевая кислота, мкг/дм3, не более ……………………………………………….. 15
Соединения железа, мкг/дм3, не более …………………………………………………. 10
Растворенный кислород при
кислородных режимах, мкг/дм3 …………………………………………………. 100 – 400
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более ………………….. 0,3
Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не более ………… 5 <*>
Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/дм3, не более ……… 10
Значение рН при режиме:
гидразинно-аммиачном …………………………………………………………….. 9,1 /- 0,1
гидразинном ……………………………………………………………………………… 7,7 /- 0,2
кислородно-аммиачном……………………………………………………………… 8,0 /- 0,5
нейтрально-кислородном …………………………………………………………… 7,0 /- 0,5
Гидразин, мкг/дм3, при режиме:
гидразинно-аммиачном ………………………………………………………………….. 20 – 60
гидразинном …………………………………………………………………………………. 80 – 100
пуска и останова ……………………………………………………………………………. до 3000
Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки),
мг/дм3, не более ……………………………………………………………………………………. 0,1
4.8.17. На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см2 (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/дм3, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг.экв/дм3, а содержание в ней соединений железа – не более 20 мкг/дм3.
Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены энергосистемами на основе имеющегося опыта эксплуатации.
4.8.18. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с действующими нормативными документами в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.
Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее должна быть установлена энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации.
4.8.19. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 сут. допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде – удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди.
При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм не более чем на 50% допускается в течение 4 сут. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм3 по каждому из этих составляющих.
4.8.20. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:
Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ – не более 25 мкг/дм3.
Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее 7,5. Для котлов, подпитывающихся химически очищенной водой, значение рН пара может быть скорректировано энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации.
Удельная электрическая проводимость должна быть:
для котлов давлением 100 кгс/см2 (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/см2 (13,8 МПа) – не более 0,3 мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы.
4.8.21. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:
| Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (МПа) ………………………………………. 40(3,9) | 100(9,8) | 140(13,8) |
| Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более, для котлов: | ||
| на жидком топливе …………………. 5 | 1 | 1 |
| на других видах топлива ………… 10 | 3 | 1 |
| Содержание соединений железа, мкг/дм3, не более, для котлов: | ||
| на жидком топливе ……………….. 50 | 20 | 20 |
| на других видах топлива ………. 100 | 30 | 20 |
| Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не более, для котлов: | ||
| на жидком топливе ……………….. 10 | 5 | 5 |
| на других видах топлива …………… Не нормируется | 5 | 5 |
| Содержание растворенного кислорода в воде мкг/дм3, не более ……………. 20 | после 10 | деаэратора, 10 |
| Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более …………………………………… 0,5 | 0,3 | 0,3 |
| Значение рН <*> ………………………………………………………………………. 8,5 – 9,5 | 9,1 /- 0,1 | 9,1 /- 0,1 |
| Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (МПа) …………………………. 70 – 100 | (7,0 – – 9,8) | 140(13,8) |
| Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3, не более: | ||
| для ГРЭС и отопительных ТЭЦ …………………………………………………………. 80 | 30 | |
| для ТЭЦ с производственным отбором пара ……………………………………………. Устанавливается теплохимическими испытаниями | 60 | |
Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/дм3. Допускается с разрешения энергосистемы корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должна быть не более 1,5 мкСм/см. Допускается с разрешения энергосистемы соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы содержания натрия в питательной воде.
Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3 (со сбросом пара в атмосферу).
Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/дм3; в отдельных случаях с разрешения энергосистемы допускается увеличение содержания аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.
Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/дм3.
Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм3; для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70 кгс/см2 (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.
4.8.22. Качество питательной воды и пара котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см2 (3,9 МПа) должно соответствовать действующим нормативным документам. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы энергосистемой.
4.8.23. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций завода – изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергосистемы или специализированными организациями. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла определяется энергосистемой.
4.8.24. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять:
для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) по чистому отсеку – 0,5 – 2 мг/дм3, по солевому отсеку – не более 12 мг/дм3;
для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку 2 – 6 мг/дм3, по солевому отсеку – не более 30 мг/дм3.
Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле.
4.8.25. Значение рН котловой воды чистого отсека должно составлять:
для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) – 9,0 – 9,5;
для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже – не менее 9,3.
Значение рН котловой воды солевого отсека должно составлять:
для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) – не более 10,5;
для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) – не более 11,2;
для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) – не более 11,8.
Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа), питаемых химически очищенной водой, с разрешения энергосистемы допускается значение рН продувочной воды не более 11,5.
Для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение Щфф = (0,2 – 0,5) Щобщ в чистом отсеке и Щфф = (0,5 – 0,7) Щобщ в солевом отсеке.
Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие – Щфф > 0,5 Щобщ.
В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотношений щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.
4.8.26. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой – 50%.
Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная щелочность воды не нормируется.
4.8.27. Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах:
для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей – не более 1 и не менее 0,5% производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой – не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2 – 5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением);
при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.
Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией или службами энергосистемы с учетом местных условий.
4.8.28. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.
4.8.29. В случае ухудшения качества пара при работе прямоточных котлов давлением 255 кгс/см2 (25 МПа):
при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм3 причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 ч;
при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм3 причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч;
при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений натрия более 15 мкг/дм3 или снижении рН ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение не более 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.
В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией:
при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;
при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;
при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.
4.8.30. В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:
при превышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты (и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа)) не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;
при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты (и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа)) более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;
при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч или при увеличении содержания общей жесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен не позднее чем через 4 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.
До устранения причин нарушения качества питательной воды увеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой воды. При этом для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм3.
В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.
4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140 – 255 кгс/см2 (13,8 – 25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более:
общая жесткость – 0,5 мкг.экв/дм3; при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсато-сборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 сут. при условии соблюдения норм качества питательной воды;
удельная электрическая проводимость – 0,5 мкСм/см;
содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов – 20 мкг/дм3.
4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:
Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/дм3. Для турбин, работающих в режиме ухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе, допускается корректировка этой нормы с разрешения энергосистемы.
4.8.33. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3 …………………………………………. 0,2
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 ………………………. 20
Содержание соединений натрия, мкг/дм3 …………………………. 15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см ……………… 0,5
Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной циркуляцией давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно удовлетворять следующим нормам, не более:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3 …………………………………………. 1
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 ………………….. 100
Содержание соединений натрия, мкг/дм3 ……………………… 80
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см ………….. 2,0
В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть скорректированы энергосистемой в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм качества питательной воды.
Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды.
4.8.34. При снижении щелочности исходной воды H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 – 0,8 мг.экв/дм3.
4.8.35. При появлении в исходной воде или в тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести.
4.8.36. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам: содержание соединений натрия – не более 100 мкг/дм3, свободной угольной кислоты – не более 2 мг/дм3.
Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.
4.8.37. Качество питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более ……………….. 30
Общая жесткость при солесодержании исходной воды
более 2000 мг/дм3, мкг.экв/дм3, не более ……………… 75
Содержание кислорода, мкг/дм3, не более ……………. 30
Содержание свободной угольной кислоты …………….. 0
В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению энергосистемы нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.
При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 мг/дм3 допускается фосфатирование.
Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя испарителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергосистемы или специализированными организациями.
4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять следующим нормам, не более:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3 ………………………………… 50
Содержание соединений железа, мкг/дм3 ……………… 100
Содержание соединений меди, мкг/дм3 ………………….. 20
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 …………… 120
рН …………………………………………………………………. 8,5 – 9,5
Перманганатная окисляемость, мг О2/дм3 ………………… 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3 …………………….. 0,5
Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром <*>.
Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм.
4.8.39. Карбонатный индекс Ик <*> сетевой воды при нагреве ее в сетевых подогревателях должен быть не выше значений, приведенных в таблице 4.3.
Таблица 4.3
Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в сетевых подогревателях в зависимости от рН воды
| Температура нагрева сетевой воды, град. С | Ик (мг.экв/дм3)(2) при значениях pH | |||
| не выше 8,5 | 8,51 – 8,8 | 8,81 – 9,2 | выше 9,2 | |
| 70 – 100 | 4,0 | 2,6 | 2,0 | 1,6 |
| 101 – 120 | 3,0 | 2,1 | 1,6 | 1,4 |
| 121 – 140 | 2,5 | 1,9 | 1,4 | 1,2 |
| 141 – 150 | 2,0 | 1,5 | 1,2 | 0,9 |
| 151 – 200 | 1,0 | 0,8 | 0,6 | 0,4 |
Карбонатный индекс Ик сетевой воды при нагреве ее в водогрейных котлах должен быть не выше значений, приведенных в таблице 4.4.
Таблица 4.4
Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в водогрейных котлах в зависимости от рН воды
| Температура нагрева сетевой воды, град. С | Ик (мг.экв/дм3)(2) при значениях pH | |||
| не выше 8,5 | 8,51 – 8,8 | 8,81 – 9,2 | выше 9,2 | |
| 70 – 100 | 3,2 | 2,3 | 1,8 | 1,5 |
| 101 – 120 | 2,0 | 1,5 | 1,2 | 1,0 |
| 121 – 140 | 1,5 | 1,2 | 1,0 | 0,7 |
| 141 – 150 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 0,5 |
| 151 – 200 | 0,8 | 0,7 | 0,5 | 0,3 |
Значения Ик подпиточной воды открытых систем теплоснабжения должны быть такими же, как нормативные для сетевой воды.
Качество подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение Ик сетевой воды.
С учетом присосов водопроводной воды значение Ик подпиточной воды закрытых систем теплоснабжения может быть рассчитано по формуле:
где Икп – нормативное значение карбонатного индекса подпиточной воды закрытых систем теплоснабжения;
Икс – нормативное значение карбонатного индекса сетевой воды по таблицам 4.3 или 4.4 в зависимости от типа водогрейного оборудования;
а – доля реальных присосов водопроводной воды (%), определяемая как
(здесь Жс, Жп, Жв – общая жесткость соответственно сетевой, подпиточной и водопроводной воды, мг.экв/дм3).
При отсутствии эксплуатационных данных по значению присосов водопроводной воды долю присосов принимать равной 105.
Качество воды для подпитки закрытых тепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам:
Содержание свободной угольной кислоты …………………………. 0
Значение рН для систем теплоснабжения:
открытых ………………………………………………………….. 8,3 – 9,0 <*>
закрытых …………………………………………………………… 8,3 – 9,5 <*>
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более ….. 50
Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более ……………… 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более ……………………. 1
Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также действующим нормам для питьевой воды. Подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин. увеличивается сверх нормы, указанной в действующих нормативных документах для питьевой воды.
При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в подпиточной воде должно быть не более 50 мг/дм3 в пересчете на SiO2.
При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO4), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения CaSiO3) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40 град. С.
Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается.
4.8.40. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:
Содержание свободной угольной кислоты ……………………….. 0
Значение рН для систем теплоснабжения:
открытых ………………………………………………………… 8,3 – 9,0 <*>
закрытых …………………………………………………………. 8,3 – 9,5 <*>
Содержание соединений железа, мг/дм3, не более, для систем теплоснабжения:
открытых ………………………………………………………………. 0,3 <**>
закрытых ……………………………………………………………………….. 0,5
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более … 20
Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более ……………. 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более, для систем теплоснабжения:
открытых ……………………………………………………………………….. 0,1
закрытых …………………………………………………………………………… 1
В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение 4 недель для закрытых систем теплоснабжения и 2 недели для открытых систем по содержанию соединений железа – до 1,0 мг/дм3, растворенного кислорода – до 30 и взвешенных веществ – до 15 мг/дм3.
При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы допускается отступление от действующих норм для питьевой воды по показателям цветности до 70 град. и содержанию железа до 1,2 мг/дм3 на срок до 14 дн. в период сезонных включений эксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединения новых, а также после их ремонта.
По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные котлы и тепловые сети должны быть законсервированы.
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 энергосистемой.
Ростехнадзор разъясняет: проверка знаний, присвоение группы по электробезопасности
Вопрос:
Просьба разъяснить правила проверки знаний норм и правил работ в электроустановках работниками организаций.
Ответ: Руководитель предприятия (организации) не вправе включать в состав комиссии по проверке знаний норм и правил работ в электроустановках работников сторонних организаций. Согласно п. 1.4.34 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (далее – ПТЭЭП), если численный состав предприятия (организации) не позволяет создать комиссию по проверке знаний, то работники таких предприятий (организаций) проходят проверку знаний в комиссии Ростехнадзора.
Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей не предусмотрена возможность заключения договора со сторонним предприятием, имеющим соответствующий персонал для создания комиссии по присвоению групп по электробезопасности.
Согласно п. 1.4.3 ПТЭЭП, руководителю Потребителя, главному инженеру, техническому директору, присвоение группы по электробезопасности не требуется. Однако, если указанные работники ранее имели группу по электробезопасности и хотят её подтвердить (повысить) или получить впервые, то проверка знаний проводится в обычном порядке как для электротехнического персонала.
Порядок присвоения групп по электробезопасности помещен в Приложении № 1 »Правил охраны труда при эксплуатации электроустановок. Группы по электробезопасности со 2 по 5 присваиваются после минимального стажа в электроустановках в зависимости от уровня образования персонала, в том числе, не имеющего профильного электротехнического образования. В том же приложении дано примечание, что специалисты по охране труда, контролирующие электроустановки организаций потребителей электроэнергии, должны иметь группу 4, их производственный стаж (не обязательно в электроустановках) должен быть не менее 3 лет.
Согласно п.п. 1.4.20, 1.4.21 ПТЭЭП, очередная проверка знаний должна производиться в следующие сроки:
- для электротехнического персонала, непосредственно организующего и проводящего работы по обслуживанию действующих электроустановок или выполняющего в них наладочные, электромонтажные, ремонтные работы или профилактические испытания, а также для персонала, имеющего право выдачи нарядов, распоряжений, ведения оперативных переговоров – 1 раз в год;
- для административно-технического персонала, не относящегося к предыдущей группе, а также для специалистов по охране труда, допущенных к инспектированию электроустановок, – 1 раз в 3 года.
Время следующей проверки устанавливается в соответствии с датой последней проверки знаний.
Вопрос от 23.05.2021:
Нужно аттестовать работника с присвоением ему V группы по электробезопасности для назначения его ответственным за электрохозяйство. Каким образом направить заявление на проведение проверки знаний: почтовым отправлением или на электронный адрес?
Ответ: Ответ на данный вопрос подготовлен специалистами Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора.
В соответствии с требованиями пункта 14 Положения об отраслевой комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по проверке знаний норм и правил в области энергетического надзора, утверждённого приказом Ростехнадзора от 28.05.2008 № 362а (далее – Положение), основанием для организации проведения проверки знаний норм и правил является представление заявления о направлении работника на проверку знаний в отраслевую территориальную комиссию органа Ростехнадзора.
Заявление представляется на адрес территориального органа Ростехнадзора способом, позволяющим установить дату и факт отправки и получения документов.
Вместе с заявлением необходимо представить следующие документы:
- для работников, работающих на объектах энергетики (энергоснабжающих организациях), – выписку из журнала учёта проверки знаний правил работы в электроустановках (приложение 5 Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утверждённых приказом Минтруда России от 24.07.2021 № 328н (далее – Правила)), и протокол проверки знаний правил работы в электроустановках (приложение 4 Правил);
- для работников организаций, приобретающих электрическую энергию (потребителей электрической энергии), – выписку из журнала учёта проверки знаний правил работы в электроустановках (приложение 6 Правил).
Выписки должны быть заверены организацией, оформившей указанные выше документы.
В случае если перед проверкой знаний работники прошли предэкзаменационную подготовку в учебном центре по программам, согласованным с органами Ростехнадзора, то у них должен быть подтверждающий прохождение предэкзаменационной подготовки документ.
Если предэкзаменационная подготовка проводилась самостоятельно по программам, разработанным в организации, то подтверждающих документов не требуется (пункт 1.4.9 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утверждённых приказом Минэнерго России от 13.01.2003).
Дополнительно сообщаем, что в соответствии с пунктом 30 Положения проверяемое лицо допускается к проведению проверки знаний только по предъявлении паспорта или иного документа, удостоверяющего личность, и удостоверения о проверке знаний норм и правил работы.
Вопрос от 16.12.2021:
Отменяет ли внеочередная проверка знаний, проводимая в соответствии с п. 1.4.23 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, очередную проверку знаний? От какой даты нужно будет вести отсчёт до следующей очередной проверки знаний?
Ответ: На данный вопрос ответ дан специалистами Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора.
Внеочередная проверка знаний правил работы в электроустановках, проводимая в соответствии с п. 1.4.23 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, не отменяет проведение очередной проверки знаний. Отсчёт до очередной проверки знаний необходимо вести от даты проведения предыдущей очередной проверки знаний.
Вопрос от 20.03.2021:
Требуется ли от предприятия организовать проведение обучения работника при подготовке его к очередной проверки знаний нормативно-технических документов в связи с присвоением группы по электробезопасности. Работник является электротехническим оперативно-ремонтным персоналом с 5-ой группой по электробезопасности, имеющий высшее электротехническое образование.
Ответ: По существу поставленных в обращении вопросов, относящихся к компетенции управления Ростехнадзора, разъясняем следующее.
Если работник является электротехническим персоналом предприятия, организации и учреждения (далее – организации), независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, ремонт, наладку, испытание, организацию и контроль работы оборудования, зданий и сооружений, входящих в состав электроэнергетического производства, а также выполняющих другие виды работ в условиях действующего электроэнергетического объекта, то на организацию распространяются »«Правила работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации» (далее – Правила работы с персоналом) утвержденных приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 19.02.2000 №49.
В соответствии с »п.8.9 Правил работы с персоналом: « Перед очередной (внеочередной) проверкой знаний работников должна проводиться предэкзаменационная подготовка (семинары, лекции, консультации и другие учебные мероприятия) в соответствии с программами, утвержденными руководителем организации. Подготовка может проводиться в специализированных образовательных учреждениях (учебных центрах, институтах повышения квалификации) или в организации по месту работы».
В соответствии »с п. 8.16 Правил работы с персоналом: « Программы предэкзаменационной подготовки, вопросы для проверки знаний утверждаются председателем комиссии и согласовываются с органами государственного надзора и контроля, участвующими в проверке знаний».
В программе предэкзаменационной подготовке должны быть прописаны минимальные требования к знаниям персонала в соответствии с »приложением 1 к Правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденным приказом Минтруда России от 24 июля 2021 года N 328н. Так же решением руководителем организации, приведенные в таблице требования к персоналу в отношении электробезопасности, могут быть дополнены.
В случае, когда »Правила работы с персоналом не распространяются на организацию (предприятие) равно отсутствует приказ или распоряжение руководителя работать по ним, то персонал может подготовиться к прохождению очередной (внеочередной) проверки знаний самостоятельно по действующим нормативно-техническим документам.
Вопрос от 31.03.2021:
В Ростехнадзор поступило обращение гражданина, содержащее вопрос: Каким требованиям должна соответствовать форма удостоверения о проверке знаний правил работы в электроустановках?
Обязательна ли печать организации в удостоверениях по электробезопасности на странице результатов проверки знаний, если аттестация проводилась внутренней комиссией? Если да, то каким нормативным документом это регламентируется?
Ответ: Специалистами Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора подготовлен ответ на данное обращение.
В »пунктах 10 и 11 приложения № 2 Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок (далее – Правила), утвержденных приказом Минтруда России от 28.06.2021 № 328н, зарегистрированным в Минюсте России 22.01.2003 № 30593, указаны требования к форме удостоверения, в том числе установлено, что оно состоит из твердой переплетной обложки и блока страниц.
В удостоверении для потребителей электрической энергии наличие четвертой, пятой и шестой страниц, а также обязательность наличия фотографии не требуется. Размер удостоверения 95 мм х 65 мм. Предпочтительный цвет переплета – темно-вишневый.
На лицевой стороне обложки имеется надпись «Удостоверение», которая должна быть вытеснена контрастным (белым или желтым) цветом.
Форма удостоверения, в соответствии с Приложением № 2 к «Правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденным приказом Минтруда России от 24.07.2021 № 328н, предусматривает печать организации.
ВОПРОС от 23.03.2021:
Здравствуйте! Почему не принимают экзамены у частных лиц, ведь многим работодателям нужен действующий документ по электробезопасности?
ОТВЕТ: Порядок проведения проверки знаний на группу допуска по электробезопасности электротехнического персонала, а также требования предъявляемые к экзаменуемому лицу регламентируют следующие нормативные акты:
Согласно пп. 1.4.5, 1.4.19, 1.4.28, 1.4.30, 1.4.31, 1.4.34 ПТЭЭП, с электротехническим персоналом проводятся обязательные формы работы, в том числе проводится проверка знаний на группу допуска по электробезопасности.
В комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, проверку знаний проходят:
- члены комиссии организации по проведению проверки знаний на группу допуска по электробезопасности,
- работники организаций, численность которых не позволяет образовать комиссии по проверке знаний.
В п. 1.4.37 ПТЭЭП указывается, что объем проверки знаний норм и правил определяется с учетом должностных обязанностей и характера производственной деятельности работника по соответствующей должности (профессии), а также требований тех нормативных документов, обеспечение и соблюдение которых входит в его служебные обязанности.
»Приложение № 1 к ПОТЭЭ устанавливает требования к знанию схем электроустановок и оборудования обслуживаемого участка.
Пункт 10 Положения, »п. 8.16 Приказа 49 предъявляет требования к прохождению предэкзаменационной подготовки, которая вместе с вопросами для проверки знаний согласовывается с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.
В связи с вышеизложенным к проверке знаний на группу допуска по электробезопасности допускается электротехнический персонал, прошедший необходимые формы работы с персоналом прописанные в п. 1.4.5 ПТЭЭП, предэкзаменационную подготовку по соответствующей должности (профессии) с учетом обслуживаемых электроустановок, а также должностных обязанностей.
Группа допуска по электробезопасности присвоенная по соответствующей должности (профессии) не распространяется на обслуживание других электроустановок, не входящих в должностные обязанности.
Вопрос от 13.02.2021:
В связи с реорганизацией внутренней структуры предприятия изменились названия участков и должностей работников электротехнической лаборатории. Есть ли необходимость во внеочередной проверке знаний и в замене удостоверений в органах Ростехнадзора?
Ответ подготовлен специалистами Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора.
Согласно пункту 1.4.23 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утверждённых приказом Минэнерго России от 13.01.2003 № 6 (зарегистрирован Минюстом России 22.01.2003, № 4145), внеочередная проверка знаний проводится независимо от срока проведения предыдущей проверки при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют дополнительных знаний норм и правил.
В случае изменения наименований должности и участка работы без изменения функциональных обязанностей и эксплуатируемых электроустановок проходить внеочередную проверку знаний не требуется.
При этом необходимо обратиться в соответствующую комиссию территориального органа Ростехнадзора или организации, где работники проходили последнюю проверку знаний, для переоформления журнала (протокола) проверки знаний и удостоверений о проверке знаний правил работы в электроустановках с указанием новых наименований. В заявлении необходимо указать основание и причину переоформления с приложением копий документов, подтверждающих сведения о последней проверке.
Вопрос от 18.04.2021:
Должен ли специалист, вновь устроившийся на работу проходить внеочередную проверку знаний по электробезопасности, если раннее в своей организации он был членом постоянно-действующей комиссии с правом административно-технического персонала? Можем ли мы его задействовать с предыдущей проверкой в своей ПДК?
Ответ: В соответствии с требованием п. 1.4.23. Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Минэнерго РФ от 13.01.2003 года №6, зарегистрированных Минюстом России от 22.01.2003 года № 4145 (далее – Правила), внеочередная проверка знаний проводится независимо от срока проведения предыдущей проверки:
- при введении в действие у Потребителя новых или переработанных норм и правил;
- при установке нового оборудования, реконструкции или изменении главных электрических и технологических схем (необходимость внеочередной проверки в этом случае определяет технический руководитель);
- при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют дополнительных знаний норм и правил;
- при нарушении работниками требований нормативных актов по охране труда;
- по требованию органов государственного надзора;
- по заключению комиссий, расследовавших несчастные случаи с людьми или нарушения в работе энергетического объекта;
- при повышении знаний на более высокую группу;
- при проверке знаний после получения неудовлетворительной оценки;
- при перерыве в работе в данной должности более 6 месяцев.
В соответствии с требованием п. 1.4.29. Правил, допускается не проводить по согласованию с органами госэнергонадзора проверку знаний у специалиста, принятого на работу по совместительству в целях возложения на него обязанностей ответственного за электрохозяйство, при одновременном выполнении следующих условий:
- если с момента проверки знаний в комиссии госэнергонадзора в качестве административно-технического персонала по основной работе прошло не более 6-ти месяцев;
- энергоемкость электроустановок, их сложность в организации по совместительству не выше чем по месту основной работы;
- в организации по совместительству отсутствуют электроустановки напряжением выше 1000 В.
Порядок работы комиссии определен п. 1.4.30.-1.4.43. Правил.
Вопрос:
В Ростехнадзор поступил вопрос: требуется ли для проведения стажировки электротехнического персонала разрабатывать индивидуальные программы стажировки (на каждого работника) в зависимости от уровня профессионального образования, опыта работы и профессии (должности) обучаемого или достаточно разработать типовые программы стажировки для каждой должности (рабочего места) и утвердить в установленном порядке?
Ответ: Специалисты Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора ответили на вопрос.
Пунктом 1.4.8 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Минэнерго России от 13.01.2003 № 6, (далее – Правила) определено, что электротехнический персонал до назначения на самостоятельную работу или при переходе на другую работу (должность), связанную с эксплуатацией электроустановок, а также при перерыве в работе в качестве электротехнического персонала свыше 1 года обязан пройти стажировку (производственное обучение) на рабочем месте.
Стажировка проводится под руководством ответственного обучающего работника и осуществляется по программам, разработанным для каждой должности (рабочего места) и утвержденным в установленном порядке. Продолжительность стажировки должна быть от 2 до 14 смен (п. 1.4.11 Правил).
При этом могут применяться типовые программы с указанием в них информации о проведении стажировки конкретного работника.
Вопрос от 14.12.2021:
Должно ли предшествовать аттестации специалистов из числа электротехнического и неэлектротехнического персонала проведение предаттестационной подготовки, и может ли подготовка проводиться не в образовательных учреждениях, а в режиме самоподготовки?
Ответ: В соответствии с п. 10 «Положения об отраслевой комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по проверке знаний норм и правил в области энергетического надзора», утверждённого приказом Ростехнадзора от 28 мая 2008 г. № 362а, перед проверкой знаний, проводимой в комиссии органа Ростехнадзора, осуществляется предэкзаменационная подготовка лиц, подлежащих проверке. Предэкзаменационная подготовка в этом случае осуществляется по программам, согласованным с территориальным органом Ростехнадзора.
Необходимость обязательного проведения предэкзаменационной подготовки в образовательных организациях перед проверкой знаний в комиссии органа Ростехнадзора нормативными правовыми актами не определена.
Вопрос от 05.03.2021:
Как можно получить выписку из журнала учета проверок знаний правил работы в электроустановках в отношении работников предприятия, прошедших в июне 2021 года обучение и аттестацию по электробезопасности?
Ответ: Управление Ростехнадзора рассмотрело обращение от 01.03.2021 № 25/33-ог и разъясняет, что для получения выписки из журнала проверку знаний работы в электроустановках, лицу, успешно прошедшему проверку знаний необходимо обратиться в Управление Ростехнадзора с заявлением «О предоставлении выписки из журнала учета проверки знаний». В заявлении необходимо указать дату проверки знаний, контактные данные для связи и уточнения дополнительной информации.
Вопрос:
Обязательна ли внеочередная проверка знаний у административно-технического персонала по электробезопасности при приведении учредительных документов закрытого акционерного общества (ЗАО) в соответствие с требованиями главы 4 Гражданского кодекса Российской Федерации, т.е. при изменении наименования ЗАО на акционерное общество (АО)?
Ответ: Специалисты Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора ответили на данный вопрос.
В соответствии с требованиями п. 1.4.23 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (далее – ПТЭЭП), утверждённых приказом Минэнерго России от 13.01.2003 № 6, внеочередная проверка знаний проводится независимо от срока проведения предыдущей проверки: при введении в действие у Потребителя новых или переработанных норм и правил.
Изменение организационно-правовой формы организации не является основанием для проведения внеочередной проверки знаний у административно-технического персонала. В этом случае необходимо переоформить удостоверения и журналы учёта (протоколы) проверки знаний правил работы в электроустановках в комиссии, где проводилась проверка знаний.
Вопрос от 27.04.2021:
В управление поступило обращение с вопросом разъяснения нормативных требований в сфере электроэнергетики.
Ответ: В соответствии с Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей (далее – ПТЭЭП), утвержденными приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 года № 6, электротехнологический персонал производственных цехов и участков, не входящих в состав энергослужбы Потребителя, осуществляющий эксплуатацию электротехнологических установок и имеющих группу по электробезопасности II и выше, в своих правах и обязанностях приравнивается к электротехническому. Проверка знаний работников подразделяется на первичную и периодическую (очередную и внеочередную). Первичная проверка знаний проводится у работников, впервые поступивших на работу, связанную с обслуживанием электроустановок, или при перерыве в проверке знаний более 3-х лет (п.1.4.19. ПТЭЭП). При назначении или переводе на другую работу проводится внеочередная проверка знаний независимо от срока проведения предыдущей проверки (п.1.4.23. ПТЭЭП).
Согласно »пункта 2.5 Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок (далее – Правила), утвержденных Министерством труда и социальной защиты РФ от 24 июля 2021 года № 328н, результаты проверки знаний по охране труда в организациях электроэнергетики оформляются протоколом проверки знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 4 к Правилам, и учитываются в журнале учета проверки знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 5 к Правилам.
Результаты проверки знаний по охране труда для организаций, приобретающих электрическую энергию для собственных бытовых и производственных нужд, фиксируются в журнале учета проверки знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 6 к Правилам.
Таким образом, если Ваша организация является потребителем электрической энергии, то результаты проверки знаний следует оформлять в журнале согласно приложения 6 Правил.
В случае если Ваша организация не является потребителем электрической энергии и осуществляет работы исключительно на предприятиях электроэнергетики в условиях действующих электроэнергетических объектов, персоналу в своей работе целесообразнее руководствоваться требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденными приказом Минэнерго России от 19.06.2003 № 229, а также »Правилами работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации, утвержденными приказом Минтопэнерго России от 19.02.2000 № 49.
В этом случае результаты проверки знаний оформляются протоколом проверки знаний, форма которого предусмотрена приложением № 4 к Правилам, и учитываются в журнале учета, форма которого предусмотрена приложением № 5 к Правилам.
Обращаем внимание, что согласно пункта 1.2. Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации, данные Правила являются руководящим документом для персонала предприятий, организаций и учреждений независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, ремонт, наладку, испытание, организацию и контроль работы оборудования, зданий и сооружений, входящих в состав электроэнергетического производства, а также выполняющих другие виды работ в условиях действующего электроэнергетического объекта. Применение указанных правил в организации должно определяться приказом или распоряжением.
Вопрос от 28.03.2021:
В п. 39.1 »Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок сказано, что к проведению испытаний электрооборудования допускаются работники, прошедшие специальную подготовку и проверку знаний и требований, содержащихся в настоящем подразделе, комиссией, в состав которой включаются специалисты по испытаниям оборудования, имеющие группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV – в электроустановках напряжением до 1000 В.
В связи с этим прошу разъяснить.
- 1. Что подразумевается под специальной подготовкой, возможно ли ее организовать по месту работы, нужна ли для этого образовательная лицензия?
- 2. Как организовать проверку знаний во вновь организованной лаборатории, т.е. нет возможности включить в состав комиссии специалиста по испытаниям оборудования?
Ответ:
- 1. Под специальной подготовкой для проведения испытаний электрооборудования понимается подготовка работника на должность в электротехнической лаборатории по проведению указанных испытаний, в соответствии с п. 1.4.5.3 Правил эксплуатации электроустановок потребителей с обучением на рабочем месте (в действующей электротехнической лаборатории).
- 2. Проверка знаний во вновь организованной лаборатории, где нет возможности включить в состав комиссии собственного специалиста по испытаниям оборудования, такой специалист может быть приглашён из действующей электротехнической лаборатории, т. к. каких-либо ограничений на это в нормативно-технических документах нет.
Вопрос от 04.2021:
Подскажите пожалуйста, если в офисном учреждении нет электротехнического персонала, может ли учреждение заключить гражданско-правовой договор со специалистом с III группой по электробезопасности со стороны, чтобы он провел инструктаж на I группу остальных сотрудников? Или обязательно провести обучение своего сотрудника на III группу, чтобы он в дальнейшем обучал остальных сотрудников?
Ответ: В соответствии с п. 1.4.4 «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных приказом Минэнерго России от 13.01.2003 № 6, присвоение I группы по электробезопасности проводит работник из числа электротехнического персонала данного Потребителя с группой по электробезопасности не ниже III.
Вопрос от 26.04.2021:
Какую первоначальную группу разрешено присвоить, если с даты проведения последней проверки знаний норм и правил, прошло 1,5 года. Ранее работал на предприятии – потребителе электроэнергии с пятой группой административно-технического персонала, а затем перешел в организацию генерирующую электроэнергию, в качестве оперативного персонала.
Ответ: В соответствии с пунктом 8.5 »«Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации», утвержденных приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации 19.02.2000 № 49, зарегистрированных в Минюсте России 16.03.2000 № 2150 (далее – ПРП), первичная проверка знаний проводится в отношении работников, впервые поступивших на работу, связанную с обслуживанием энергоустановок или при перерыве в проверке знаний более 3 лет. Заявителю разъяснено, что поскольку в его случае, перерыв в проверке знаний составляет менее трех лет, допускается провести внеочередную проверку знаний (руководствуясь пунктом 8.6 ПРП – при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют дополнительных знаний норм и правил), с подтверждением действующей группы по электробезопасности, если его должность подразумевает наличие данной пятой группы. Необходимо учесть требования пункта 6.3 ПРП: подготовка персонала по новой должности проводится по планам и программам, утвержденным руководителем организации. В зависимости от категории персонала в программах обучения должны учитываться требования, изложенные в разделе 4 ПРП, а также органов государственного надзора.
Вопрос от 13.09.2021:
Почему в случае несвоевременного поведения проверки знаний по электробезопасности, группа понижается?
Ответ: При несвоевременной проверке знаний группа по электробезопасности не понижается. Исключение составляют случаи:
Вопрос от 27.09.2021:
Какие меры должен предпринять работодатель к работнику, получившему дважды неудовлетворительную оценку при проверке знаний по электробезопасности ?
Ответ: Пунктом 1.4.22 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министерства Энергетики Российской Федерации от 13.01.2003 № 6 определено, что работникам, получившим при очередной проверке знаний неудовлетворительную оценку, комиссия назначает повторную проверку в срок не позднее 1 месяца со дня последней проверки. Срок действия удостоверения для работника, получившего неудовлетворительную оценку, автоматически продлевается до срока, назначенного комиссией для второй проверки, если нет записанного в журнал проверки знаний специального решения комиссии о временном отстранении работника от работы в электроустановках.
В Правилах технической эксплуатации электроустановок потребителей однозначного ответа на поставленный Вами вопрос нет, однако в пункте 8.19 »Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации, утвержденных Приказом Минтопэнерго России от 01.08 1995 № 166 оговорено, что вопрос о возможности сохранения трудового договора с работником, не сдавшим экзамен во второй раз, решается руководителем организации в установленном законодательством порядке.
Следует отметить, что Правилами работы с персоналом могут руководствоваться и любые другие организации, имеющие в своем составе электро- и теплотехнический персонал, в случае, если применение этих Правил определено приказом или распоряжением.
Смотрите также статьи:
