Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "ЕЭС России"
ТЕХНИЧЕСКИЕ
СИСТЕМЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. Дата введения - 2008 - 07 - 30 ОАО РАО «ЕЭС России» 2008
РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ» ПРИКАЗ 30.06.2008 № 305 Об утверждении и вводе в действие Стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования»» В соответствии с решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» (протокол заседания от 22.11.2004 № 1106пр/2), НП «Гидроэнергетика России» разработан стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования». Проект стандарта прошел процедуры, предусмотренные «Положением о порядке разработки, рассмотрения и утверждения технических стандартов организации корпоративного уровня в ОАО РАО «ЕЭС России». Центральная комиссия ОАО РАО «ЕЭС России» по техническому регулированию приняла решение об утверждении Стандарта (протокол от 14.03. 2008 № 11). ПРИКАЗЫВАЮ: 1. Утвердить Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России» СТО 17330282.27.140.007-2008 «Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» (далее - Стандарт) согласно приложению. 2. Ввести Стандарт в действие с 30 июля 2008 г. 3. Рекомендовать Советам директоров ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России» (далее - ДЗО), а также Советам директоров обществ дочерних и зависимых по отношению к ДЗО (далее - ВЗО) рассмотреть вопрос о присоединении к Стандарту. 4. Установить, что решение Совета директоров ДЗО/ВЗО по вопросу «О присоединении к Стандарту» должно содержать указание на присоединение ДЗО/ВЗО к Стандарту и положение о том, что Стандарт является локальным нормативным актом ДЗО/ВЗО. 6. Некоммерческому партнерству «ИНВЭЛ» (Левцеву А.М.): 6.1. Обеспечить регистрацию и учет Стандарта в системе Информационного фонда по техническому регулированию и внести в реестр документов по техническому регулированию в электроэнергетике. 6.2. Обеспечить размножение и рассылку Стандарта заинтересованным организациям. 7. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой. Заместитель Председателя Правления Я.М. Уринсон Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения стандарта организации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения». Сведения о стандарте 1. РАЗРАБОТАН НП «Гидроэнергетика России», Инженерный центр ЕЭС - Филиал «Фирма ОРГРЭС». 2. ВНЕСЕН НП «Гидроэнергетика России» 3. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.06.2008 № 305 4. ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ Содержание ВведениеСтандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» (далее - Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании». Стандарт направлен на обеспечение безопасности эксплуатации технических систем гидроэлектрических станций (далее - ГЭС). При разработке Стандарта актуализированы относящиеся к области его применения действовавшие в электроэнергетике нормативно-технические документы или отдельные разделы этих документов. В Стандарт включены апробированные, подтвержденные опытом эксплуатации технические нормы, методики и рекомендации, уточнены применительно к гидроэлектростанциям действующие порядок и правила работы при осуществлении эксплуатации технических систем ГЭС. Требования Стандарта исходят из оценки взаимодействия оборудования технических систем и основного оборудования, а также влияния состояния отдельных элементов и конструктивных узлов этого оборудования на работоспособность и безопасность, как гидроагрегатов, так и ГЭС в целом. Установленные Стандартом оценки технического состояния оборудования учитывают подтвержденные опытом эксплуатации потенциальные опасности и сценарии развития опасных ситуаций с учетом требований безопасности. Стандарт должен быть пересмотрен в случаях ввода в действие новых технических регламентов и национальных стандартов, содержащих неучтенные в Стандарте требования, а также при необходимости введения новых требований и рекомендаций по эксплуатации, обусловленных развитием новой техники. СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ» ТЕХНИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. Дата введения 30.04.2008 1 Область применения1.1 Стандарт устанавливает нормы и требования к организации эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту технических систем гидроэлектростанций. 1.2 Стандарт не учитывает все возможные особенности исполнения его требований на разнотипном оборудовании. В развитие Стандарта каждая гидроэлектростанция может в установленном порядке разработать, утвердить и применять собственный стандарт организации (далее СТО ГЭС), учитывающий особенности установленного на ней оборудования и не противоречащий и не снижающий уровень требований, Стандарта, конструкторской (заводской) документации. 1.3 Стандарт распространяется на технические системы гидроэлектростанций, обеспечивающие функционирование основного оборудования - гидротурбин, гидрогенераторов, трансформаторов, выключателей, а именно: - систему технического водоснабжения; - систему откачки и дренажа; - систему воздухоснабжения; - систему перевода гидроагрегатов в режим синхронного компенсатора; - систему маслохозяйства; - систему пожаротушения. 1.4 Стандарт может быть использован на гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) и малых ГЭС при составлении стандартов организации, в которых должны быть дополнительно учтены специфические особенности их оборудования. 1.5 Стандарт не предъявляет требований к организации эксплуатации и технического обслуживания контрольно-измерительных систем и аппаратуры, устанавливаемых для контроля (мониторинга) состояния, технических систем. 1.6 Требования Стандарта являются минимально необходимыми для обеспечения безопасности эксплуатируемого оборудования ГЭС, если оно используется по прямому назначению в соответствии с эксплуатационными инструкциями, не противоречащими конструкторской (заводской) документации, на протяжении срока, установленного технической документацией, с учетом возможных нештатных (опасных) ситуаций. 1.7 Оценка и подтверждение соответствия эксплуатируемого оборудования требованиям Стандарта осуществляется в соответствии с СТО «Гидроэлектростанции. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» [7]. 1.8 В Стандарте использованы основные нормативно-технические, распорядительные и информационные документы, относящиеся к области применения Стандарта, действовавшие в период его разработки. 2 Нормативные ссылкиВ настоящем Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие законы, стандарты и/или классификаторы: Федеральный Закон РФ от 27.12.2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании» Федеральный закон от 10.01.02 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» Водный кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 № 74-ФЗ ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81). Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 16504-81 Система государственных испытании продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения ГОСТ 21027-75 Системы энергетические. Термины и определения ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 34.003-90 Автоматизированные системы. Термины и определения ГОСТ 2.601-2006 ЕСКД. Эксплуатационные документы Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим документом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку. 3 Термины и определенияВ Стандарте применены термины по ФЗ № 208-ФЗ, ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81), ГОСТ 16504-81, ГОСТ 19431-84, ГОСТ 21027-75, ГОСТ 27.002-89, ГОСТ 20911, ГОСТ 34.003-90, ГОСТ 2.601-95, а также следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 гидравлическая турбина: Турбина, в которой в качестве рабочего тела используется вода. 3.2 гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидравлической турбины и электрического гидрогенератора. 3.3 гидрогенератор: Электрический синхронный генератор, приводимый во вращение от гидравлической турбины. 3.4 гидроэлектростанция: Электростанция преобразующая механическую энергию воды в электрическую энергию. 3.5 измерительный контроль: Контроль, осуществляемый с применением средств измерений. 3.6 исправное состояние: Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и(или) конструкторской (проектной) документации. 3.7 испытания: Экспериментальное определение количественных и (или) качественных характеристик свойств объекта испытаний как результата воздействия на него при его функционировании, при моделировании объекта и (или) воздействий. 3.8 капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. 3.9 конструктивный узел оборудования: Составная часть элемента оборудования, состоящая из ряда конструкций и деталей (в целях настоящего Стандарта - трубопровод, задвижка, клапан, насос, электродвигатель и другие). 3.10 контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Прим. Видами технического состояния являются например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени. 3.11 неисправное состояние: Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и(или) конструкторской (проектной) документации. 3.12 неработоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции не соответствует требованиям нормативно-технической и(или) конструкторской (проектной) документации. 3.13 номинальное значение параметра: значение параметра, определяемое его функциональным назначением и служащее началом отсчета отклонений. 3.14 нормативный документ: Документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов. 3.15 объем испытаний: Характеристика испытаний, определяемая количеством объектов и видов испытаний, а также суммарной продолжительностью испытаний 3.16 обслуживание оборудования: Комплекс работ по оперативному и техническому обслуживанию оборудования, включающий эксплуатацию, ремонт, наладку и испытание оборудования, а также пусконаладочные работы на нем. 3.17 периодический осмотр оборудования: Форма технического контроля за состоянием оборудования, осуществляемого комиссией, назначаемой техническим руководителем гидроэлектростанции, с периодичностью, устанавливаемой стандартом организации гидроэлектростанции, не противоречащим настоящему Стандарту. 3.18 пожарная безопасность объекта (пожаробезопасность объекта): Состояние объекта, при котором с установленной вероятностью исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара, а также обеспечивается защита материальных ценностей. 3.19 постоянный контроль за состоянием оборудования: Форма технического контроля за состоянием оборудования, осуществляемого штатным персоналом гидроэлектростанции посредством инструментальных и/или визуальных наблюдений, проводимых ежедневно в режиме, определяемом стандартом организации каждой гидроэлектростанции. 3.20 работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции соответствует требованиям нормативно-технической и(или) конструкторской (проектной) документации. 3.21 резервирование: Способ обеспечения надежности объекта за счет использования дополнительных средств и(или) возможностей, избыточных по отношению к минимально необходимым для выполнения требуемых функций. 3.22 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. 3.23 синхронный компенсатор (электромашинный компенсатор): Синхронная машина предназначенная для генерирования или потребления реактивной мощности. 3.24 текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и(или) восстановлении отдельных частей. 3.25 техника безопасности: Система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов. 3.26 техническая система: Объект техники, агрегат, состоящий из элементов и зависимых узлов, предназначенный для выполнения функций, обеспечивающих работоспособность единиц оборудования (в целях настоящего Стандарта - система технического водоснабжения, система смазки и др.). 3.27 техническое диагностирование (диагностирование) Определение технического состояния объекта. 3.28. техническое освидетельствование оборудования: Контроль технического состояния оборудования осуществляющегося комиссией, возглавляемой техническим руководителем ГЭС, с периодичностью установленной нормативными документами. 3.29 техническое обследование оборудования гидроэлектростанций: Форма технического контроля за состоянием оборудования, включающего углубленные исследования, проводимые по специальным программам, как правило, с привлечением специализированных организаций по решениям комиссий, проводивших периодический осмотр или регулярное техническое освидетельствование. 3.30 техническое обслуживание: Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. 3.31 технический осмотр: Контроль, осуществляемый в основном при помощи органов чувств и, в случае необходимости, средств контроля, номенклатура которых установлена соответствующей документацией. 3.32 технический руководитель гидроэлектростанции (ГЭС): Лицо в штате гидроэлектростанции (эксплуатирующей организации), уполномоченное принимать решения и отдавать распоряжения по всем техническим вопросам касательно оборудования и сооружений данной гидроэлектростанции. 3.33 управляющая компания: организация, оказывающая на основании договора услуги по выполнению функций единоличного исполнительного органа других обществ. 3.34 эксплуатация: Систематическое использование, техническое обслуживание и ремонт оборудования. 3.35 эксплуатационные испытания: испытания объекта, проводимые при эксплуатации. Примечание: одним из основных видов эксплуатационных испытаний является опытная эксплуатация. К эксплуатационным испытаниям может быть в некоторых случаях отнесена также подконтрольная эксплуатация. 3.36 эксплуатационный документ: Конструкторский документ, который в отдельности или в совокупности с другими документами определяет правила эксплуатации изделия и (или) отражает сведения, удостоверяющие гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантии и сведения по его эксплуатации в течение установленного срока службы. 4 Обозначения и сокращенияАУЛ - автоматическая установка пожаротушения, АУВП - автоматическая установка водяного пожаротушения, ГЭС - гидроэлектростанция; ДВ - дренчер водяной, ДВМ - дренчер водяной модернизированный, КИП - контрольно-измерительные приборы; КПД - коэффициент полезного действия; МНУ - маслонапорная установка; НД - нормативная документация; НТД - нормативно техническая документация. ОГК - оптовая генерирующая компания; ОК - обратный клапан, ОПДР - ороситель пенно-дренчерный. ППС - пульт пожарной сигнализации, ПУЭЗ - панель управления электрозадвижками, ПУПН - панель управления пожарными насосами, ПИ - пожарный извещатель, ПН - пожарный насос, СК - синхронный компенсатор; СН - собственные нужды; СТО ГЭС - стандарт организации ГЭС; ТВС - техническое водоснабжение; ТГК - территориальная генерирующая компания; ТО - техническое обслуживание; УВП - установка водяного пожаротушения. 5 Организация эксплуатации. Общие требования5.1 Основные требования5.1.1 При эксплуатации технических систем должны выполняться мероприятия, направленные на: - обеспечение эффективной работы оборудования технических систем и надежного функционирования основного гидросилового оборудования электростанций; - повышение надежности и безопасности работы оборудования; - обновление основных производственных фондов путем технического перевооружения, реконструкции и модернизации оборудования; - внедрение и освоение новой техники, технологии эксплуатации и ремонта, эффективных и безопасных методов организации производства и труда; - повышение квалификации персонала, распространение передовых методов производства. 5.1.2 На каждой гидроэлектростанции должны быть распределены границы и функции по обслуживанию оборудования между структурными подразделениями, а также определены должностные функции персонала. 5.1.3 Безопасная эксплуатация оборудования обеспечивается положениями инструкций и других нормативно-технических документов. 5.1.4 Во время эксплуатации путем осмотра и систематических измерений с помощью стационарных и переносных приборов должен быть организован контроль за работой оборудования в объеме и с периодичностью, указанными в местных инструкциях. 5.1.5 Находящееся в эксплуатации технические системы должны быть полностью автоматизированы. 5.2 Персонал5.2.1 К работе на гидроэлектростанциях допускаются лица с профессиональным образованием, а по управлению энергоустановками также и с соответствующим опытом работы. 5.2.2 Лица, не имеющие соответствующего профессионального образования или опыта работы, как вновь принятые, так и переводимые на новую должность должны пройти обучение по действующей в отрасли форме обучения. 5.2.3 Допуск к самостоятельной работе вновь принятые работники или имеющие перерыв в работе более 6 месяцев в зависимости от категории персонала получают право на самостоятельную работу после прохождения необходимых инструктажей по безопасности труда, обучения (стажировки) и проверки знаний, дублирования в объеме требований правил работы с персоналом. 5.2.4 При перерыве в работе от 30 дней до 6 месяцев форму подготовки персонала для допуска к самостоятельной работе определяет руководитель организации или структурного подразделения с учетом уровня профессиональной подготовки работника, его опыта работы, служебных функций и др. При этом в любых случаях должен быть проведен внеплановый инструктаж по безопасности труда. 5.2.5 Лица, осуществляющие обслуживание оборудования технических систем, проходят подготовку и аттестацию в установленном порядке. 5.2.6 Технический руководитель ГЭС специальным распоряжением назначает из числа инженерно-технических работников лиц, обеспечивающих контроль за исправным состоянием и безопасной эксплуатацией трубопроводов. 5.2.7 Руководители и специалисты, занятые проектированием, изготовлением, реконструкцией, монтажом, наладкой, ремонтом, диагностикой и эксплуатацией сосудов, должны быть аттестованы на знание Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 03-576-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 11.06.03 № 91) [1]. 5.2.8 Каждый работник в пределах своих функций должен обеспечивать соответствие устройства и эксплуатации оборудования технических систем электростанций правилам техники безопасности и пожарной безопасности. 5.2.9 Работники ГЭС обязаны: - соблюдать оперативно-диспетчерскую дисциплину; - содержать оборудование в состоянии эксплуатационной готовности; - обеспечивать максимальную экономичность и надежность энергопроизводства; - соблюдать правила промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования; - выполнять правила охраны труда; - снижать вредное влияние производства на людей и окружающую среду; - обеспечивать единство измерений; - использовать достижения научно-технического прогресса в целях повышения экономичности, надежности и безопасности, улучшения экологии ГЭС и окружающей среды. 5.2.10 Инженерно-технический персонал в соответствии с установленными графиками осмотров и обходов оборудования должен проверять оперативную документацию и принимать необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала. 5.2.11 Работники, занятые на работах с вредными веществами, опасными и неблагоприятными производственными факторами, в установленном порядке должны проходить предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры. 5.2.12 На ГЭС должна проводиться постоянная работа с персоналом, направленная на обеспечение его готовности к выполнению профессиональных функций и поддержание его квалификации. 5.2.13 На каждой ГЭС должна быть создана техническая библиотека, а также обеспечена возможность персоналу пользоваться учебниками, учебными пособиями и другой технической литературой, относящейся к профилю деятельности организации, а также нормативно-техническими документами. На каждой ГЭС должны быть созданы в соответствии с типовыми положениями кабинет по технике безопасности и технический кабинет. 5.2.14 На ГЭС, где создание материально-технической учебно-производственной базы затруднено, допускается проводить работу по повышению профессионального образовательного уровня персонала по договору с другой энергетической или иной специализированной организацией, располагающей такой базой и имеющей право на обучение персонала. За работу с персоналом отвечает руководитель эксплуатирующей организации или должностное лицо из числа руководящих работников. 5.3 Технический контроль и надзор5.3.1 На каждой ГЭС должен быть организован постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования, обследования) технического состояния оборудования, определены ответственные за их состояние и безопасную эксплуатацию лица, а также назначен персонал по техническому и технологическому контролю и утверждены его должностные функции. Все гидроэлектростанции подлежат техническому и технологическому надзору со стороны генерирующей компании (собственника), эксплуатирующей организации и государственных органов, уполномоченных в соответствующей области надзора за безопасной эксплуатацией гидроэлектростанций. 5.3.2 Все технические системы и их оборудование, должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию. Техническое освидетельствование технических систем проводится по истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы, причем при проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования намечается срок проведения последующего освидетельствования. Техническое освидетельствование производится комиссией ГЭС, возглавляемой техническим руководителем ГЭС или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений ГЭС, а также по необходимости представители служб управляющей компании, специалисты специализированных организаций и органов государственного надзора. Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса оборудования. В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов должны быть включены: наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания на соответствие условиям безопасности оборудования (гидравлические испытания, настройка предохранительных клапанов и т.п.). Одновременно с техническим освидетельствованием должна осуществляться проверка выполнения предписаний органов государственного контроля и надзора и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы оборудования и несчастных случаев при его обслуживании, а также мероприятий, разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании. Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технический паспорт ГЭС. Эксплуатация оборудования с аварийноопасными дефектами, выявленными в процессе эксплуатации, а также с нарушениями сроков технического освидетельствования не допускается. По результатам технического освидетельствования устанавливается необходимость проведения технического обследования. Основной задачей технического обследования является своевременное выявление аварийноопасных дефектов и повреждений и принятие технических решений по восстановлению надежной и безопасной эксплуатации. 5.3.3 Постоянный контроль технического состояния оборудования производится персоналом, осуществляющим его обслуживание. Объем и порядок контроля устанавливается в соответствии с положениями действующих стандартов, документации завода изготовителя оборудования и местных инструкций по эксплуатации оборудования. 5.3.4 Периодические осмотры оборудования производятся лицами, контролирующими их безопасную эксплуатацию. Периодичность осмотров устанавливается техническим руководителем ГЭС. Результаты осмотров должны фиксироваться в специальном журнале. 5.3.5 На каждой ГЭС должны быть составлены графики проверок и осмотров состояния оборудования и периодических опробований и переключений вспомогательного оборудования, графики смазки устройств и доливки в них масла, чистки фильтров регуляторов скорости, МНУ, компрессоров и технического водоснабжения. 5.3.6 Не реже 1 раза в 5 лет должны выполняться обследования и испытания систем технического водоснабжения. Испытания необходимо проводить также в случае любых изменений, внесенных в процессе эксплуатации в конструктивное исполнение оборудования системы технического водоснабжения. Для оптимизации режима эксплуатации системы технического водоснабжения рекомендуется проводить специальные испытания, включающие измерения расхода, давления, температуры воды и определение эксплуатационных параметров системы. 5.3.7 Лица, контролирующие состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, обеспечивают соблюдение технических условий при эксплуатации, учет состояния, расследование и учет отказов в работе, ведение эксплуатационно-ремонтной документации. 5.3.8 Работники ГЭС, осуществляющие технический и технологический контроль за эксплуатацией оборудования, должны: - организовывать расследование нарушений в эксплуатации оборудования; - вести учет технологических нарушений в работе оборудования; - контролировать состояние и ведение технической документации; - вести учет выполнения профилактических противоаварийных и противопожарных мероприятий; - принимать участие в организации работы с персоналом. 5.3.9 На гидроэлектростанции должен осуществляться: - систематический контроль за организацией эксплуатации; - периодический контроль за состоянием оборудования; - периодические технические освидетельствования; - контроль за соблюдением установленных техническими нормами сроков проведения среднего и капитального ремонта; - контроль за выполнением мероприятий и положений нормативных распорядительных документов; - контроль и организация расследований причин пожаров и технологических нарушений; - оценка достаточности применяемых на объекте предупредительных и профилактических мер по вопросам безопасности производства; - контроль за разработкой и проведением мероприятий по предупреждению пожаров и аварий и обеспечению готовности ГЭС к их ликвидации; - контроль за выполнением предписаний уполномоченных органов технического и технологического надзора; - учет нарушений, в том числе на объектах, подконтрольных органам государственного контроля и надзора; - учет выполнения противоаварийных и противопожарных мероприятий на объектах, подконтрольных органам государственного контроля и надзора; - пересмотр технических условий на изготовление и поставку оборудования; - передача информации о технологических нарушениях и инцидентах в органы государственного надзора. 5.3.10 Надзор за техническим состоянием и проведением мероприятий, обеспечивающих безопасное обслуживание оборудования, рациональным и эффективным использованием энергетических ресурсов осуществляют органы государственного надзора, а также органы надзора генерирующей компании (ОГК, ТГК) в пределах своих обязанностей. 5.4 Техническое обслуживание, ремонт и модернизация5.4.1 На каждой ГЭС должны быть организованы техническое обслуживание, плановые ремонт и модернизация оборудования. 5.4.2 За техническое состояние оборудования, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленных показателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ, своевременное обеспечение запланированных объемов ремонтных работ запасными частями и материалами, а также за сроки и качество выполненных ремонтных работ отвечает собственник. 5.4.3 Объем технического обслуживания и планового ремонта должен определяться необходимостью поддержания исправного и работоспособного состояния оборудования с учетом его фактического технического состояния. Рекомендуемый перечень и объем работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту оборудования приведены в стандартах в области ремонта энергетического оборудования электростанций. 5.4.4 На электростанции должна быть установлена и утверждена номенклатура оборудования технических систем с указанием места его установки, ремонт которого производится: - в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования; - в процессе эксплуатации основного оборудования; - при нахождении в резерве основного оборудования. 5.4.5 Периодичность и продолжительность всех видов ремонта устанавливают стандарты в области ремонта оборудования электростанций и нормативно-технические документы на ремонт данного вида оборудования. 5.4.6 Увеличение периода эксплуатации между капитальными ремонтами и увеличение продолжительности капитального (среднего) ремонта по сравнению с нормативными должны производиться в соответствии с порядком, устанавливаемым стандартами в области ремонта оборудования электростанций. 5.4.7 Организация ремонтного производства, разработка ремонтной документации, планирование и подготовка к ремонту, вывод в ремонт и производство ремонта, а также приемка и оценка качества ремонта оборудования должны осуществляться в соответствии со стандартами в области ремонта оборудования электростанций. 5.4.8 Перед началом ремонта и во время его проведения комиссией, состав которой утверждается техническим руководителем, должны быть выявлены все дефекты. Критерии, которым должно соответствовать отремонтированное оборудование, установлены в стандарте «Качество ремонта энергетического оборудования электростанций» СТО 17330 (проект) [2], и нормативно-технических документах на ремонт данного вида оборудования. 5.4.9 Вывод оборудования и сооружений в ремонт и ввод их в работу должны производиться в сроки, указанные в годовых графиках ремонта и согласованные с организацией, в оперативном управлении или оперативном ведении которой они находятся. 5.4.10 На ГЭС должен вестись систематический учет технико-экономических показателей ремонта и технического обслуживания оборудования. 5.4.11 На ГЭС должны быть оборудованы центральные ремонтные мастерские, ремонтные площадки и производственные помещения ремонтного персонала в главном корпусе, вспомогательных зданиях и на сооружениях. 5.4.12 Оборудование ГЭС должно обслуживаться стационарными и инвентарными грузоподъемными машинами и средствами механизации ремонта в главном корпусе, вспомогательных зданиях и на сооружениях. 5.4.13 Ремонт должен проводиться при наличии ремонтной документации, инструмента и средств производства ремонтных работ. 5.4.14 Гидроэлектростанции и организации, осуществляющие эксплуатацию пожароопасных, взрывоопасных и химически опасных объектов, ремонт и обслуживание средств обеспечения пожарной безопасности объектов, должны иметь разрешение (лицензию) на право ведения соответствующей деятельности в соответствии с ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности» от 08.08.2001 № 128-ФЗ (ред. от 05.02.2007 № 13-ФЗ). 5.4.15 ГЭС должны располагать запасными частями, материалами и обменным фондом узлов и оборудования для своевременного обеспечения запланированных объемов ремонта. 5.4.16 Объем и сроки модернизации технических систем определяются на основании результатов обследования с привлечением специализированной организации. 5.5 Приемка в эксплуатацию после ремонта и оценка качества ремонта5.5.1 Приемка оборудования из капитального и среднего ремонта должна производиться комиссией по программе, согласованной с исполнителями и утвержденной техническим руководителем ГЭС. Состав приемочной комиссии должен быть установлен приказом по ГЭС. 5.5.2 Оборудование гидроэлектростанций, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч. 5.5.3 При приемке оборудования из ремонта должна производиться оценка качества ремонта, которая включает оценку: - качества отремонтированного оборудования; - качества выполненных ремонтных работ; - уровня пожарной безопасности. Оценки качества устанавливаются: - предварительно - по окончании приемо-сдаточных испытаний; - окончательно - по результатам месячной подконтрольной эксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем. 5.5.4 Порядок приемки, оценка качества отремонтированного оборудования и ремонта производится в соответствии с требованиями стандарта «Качество ремонта энергетического оборудования электростанций» СТО 17330 (проект) [2]. 5.6 Техническая документация5.6.1 На каждой ГЭС должны быть следующие документы: - генеральный план участка с нанесенными зданиями и сооружениями, включая подземное хозяйство; - акты приемки скрытых работ; - первичные акты испытания устройств, обеспечивающих взрывобезопасность, пожаробезопасность, молниезащиту и противокоррозионную защиту сооружений; - первичные акты испытаний внутренних и наружных систем водоснабжения, пожарного водопровода, канализации, газоснабжения, теплоснабжения, отопления и вентиляции; - первичные акты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов; - акты государственной и рабочих приемочных комиссий; - утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями; - технические паспорта технологических узлов и оборудования; - исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружений, чертежи всего подземного хозяйства; - исполнительные рабочие технологические схемы; - чертежи запасных частей к оборудованию; - оперативный план пожаротушения; - документация в соответствии с требованиями органов государственного контроля и надзора; - комплект действующих и отмененных инструкций по эксплуатации оборудования, должностных инструкций для всех категорий специалистов и для рабочих, относящихся к дежурному персоналу, и инструкций по охране труда. Комплект указанной выше документации должен храниться в техническом архиве ГЭС. 5.6.2 На каждой ГЭС должен быть установлен перечень необходимых инструкций, положений, технологических и оперативных схем для каждого структурного подразделения. Перечень утверждается техническим руководителем ГЭС. 5.6.3 На основном и вспомогательном оборудовании электростанций должны быть установлены таблички с номинальными данными согласно государственному стандарту на это оборудование. 5.6.4 Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, а также арматура, должно быть пронумеровано. 5.6.5 Все изменения в оборудовании, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу за подписью уполномоченного лица с указанием его должности и даты внесения изменения. Информация об изменениях в инструкциях, схемах и чертежах должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций, схем и чертежей. 5.6.6 Исполнительные технологические схемы (чертежи) и исполнительные схемы первичных электрических соединений должны проверяться на их соответствие фактическим эксплуатационным не реже 1 раза в 5 лет с отметкой на них о проверке. В эти же сроки пересматриваются инструкции и перечни необходимых инструкций и исполнительных рабочих схем (чертежей). 5.6.7 Комплекты необходимых схем должны находиться в органах диспетчерского управления соответствующего уровня, у начальников смены электростанции, у начальника соответствующего структурного подразделения ГЭС. Форма хранения схем должна определяться местными условиями. 5.6.8 Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми инструкциями. 5.6.9 Сосуды, находящиеся под давлением и подлежащие государственной регистрации, должны быть зарегистрированы в установленном порядке в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 03-576-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 11.06.03 № 91) [1]. 5.6.10 Каждый сосуд должен поставляться изготовителем заказчику с паспортом установленной формы. 5.7 Требования к местным инструкциям по эксплуатации5.7.1 На гидроэлектростанции должны быть инструкции по эксплуатации систем технического водоснабжения, пневмохозяйства, маслохозяйства, пожарного водоснабжения, откачки и дренажа, системы перевода гидроагрегата в режим СК, а также инструкции по эксплуатации стационарных компрессорных установок, насосных агрегатов и электродвигателей. Инструкции по эксплуатации должны соответствовать требованиям технической документации завода-изготовителя оборудования и настоящего Стандарта. 5.7.2 На ГЭС должны быть разработаны и утверждены инструкции по эксплуатации сосудов работающих под давлением, а также инструкция по осуществлению производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности по эксплуатации сосудов. 5.7.3 При разработке инструкций по эксплуатации трубопроводов на основании нормативных документов должны быть учтены конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данной ГЭС. 5.7.4. Инструкция по эксплуатации стационарной компрессорной установки разрабатывается в соответствии с технической документацией заводов-изготовителей, технологическими регламентами, Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздухопроводов и газопроводов (ПБ 03-581-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 05.06.03 № 60) [3] и требованиями других документов по промышленной безопасности. 5.7.5. Инструкции по эксплуатации вспомогательного оборудования входящего в комплект гидротурбины и гидрогенератора, а именно: устройства питания собственных нужд гидротурбинной установки электроэнергией, водой, маслом и воздухом; дренажные устройства турбины; лекажные устройства системы регулирования и смазки, система охлаждения гидроагрегата, система осушения проточной части, аэрационные устройства турбинных водоводов, устройства и оборудование для отжатия воды из камеры рабочего колеса для гидроагрегатов используемых в режиме синхронных компенсаторов (СК), автоматический регулятор частоты вращения (скорости) гидротурбины, маслонапорная установка с насосами и маслопроводами, тормозная система и система смазки и охлаждения подшипников гидрогенератора - рекомендуется составлять с учетом требований Приложения А. 5.7.6 Местная инструкция по эксплуатации систем противопожарного водоснабжения, а также технологического оборудования и устройств автоматических установок пожаротушения должна разрабатываться на основе документации завода - изготовителя оборудования, требований типовой инструкции по эксплуатации сетей противопожарного водоснабжения на энергетических предприятиях (утв. Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России», 2007 г.) [4], и с учетом рекомендаций Приложения Б. 5.7.7. Инструкции должны пересматриваться не реже одного раза в 5 лет. В случае изменения состояния или условий эксплуатации оборудования соответствующие дополнения должны быть внесены в инструкции и доведены до сведения работников, для которых обязательно знание этих инструкций, о чем должна быть сделана запись в журнале распоряжений. Во всех случаях все изменения должны быть подписаны лицом, которое их внесло; должна быть указана дата внесения изменения. При пересмотре документа на титульном листе ставится отметка "Пересмотрено", дата и подпись технического руководителя гидроэлектростанции. 5.7.8. В местной инструкции по эксплуатации должны быть приведены: - краткая характеристика оборудования; - структурные подразделения ГЭС, ответственные за эксплуатацию конкретного оборудования; - критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы оборудования; - порядок подготовки к пуску; порядок пуска, останова и обслуживания оборудования во время нормальной эксплуатации, после ремонта и в аварийных режимах; - порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования; - требования по безопасности труда, взрыво и пожаробезопасности, специфические для данной установки; - действия при возникновении ненормальных режимов работы оборудования, а также аварийных ситуаций; - особые требования по обеспечению безопасности основного оборудования. 6 Техническая эксплуатация. Общие требования6.1 Техническая эксплуатация при нормальных условиях работы6.1.1 При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены : бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемого качества; предотвращение загрязнений систем технического водоснабжения, выполнение требований охраны окружающей среды. 6.1.2 Система технического водоснабжения гидроагрегата должна обеспечивать охлаждение опорных узлов, статора и ротора генератора, смазку обрезиненного турбинного подшипника и других потребителей во всех режимах работы гидроагрегата. 6.1.3 При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться: - размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов; - отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов; - плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений; - степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем состоянии - не реже 1 раза в 2 года; - герметичность сальниковых уплотнений арматуры; - соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению; - наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых опор шпиндель-резьбовая втулка, в редукторах электроприводов арматуры. 6.1.4 При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистительных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском, дрейсеной или другими биоорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, производиться промывки трактов и другие меры для предотвращения обрастания отвечающие требованиям охраны окружающей среды. 6.1.5 Должно обеспечиваться периодичное удаление воздуха из трактов системы ТВС. 6.1.6 При эксплуатации охладителей должны быть обеспечены оптимальный режим работы и охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам. 6.1.7 При эксплуатации подземных зданий гидроэлектростанций необходимо обеспечивать постоянную рабочую готовность насосов откачки воды, поступающей в результате фильтрации или из-за непредвиденных прорывов из водопроводящих трактов. 6.1.8 Оперативный персонал обязан следить за автоматической работой дренажных насосов, не допуская подтопления помещений. 6.1.9 Схемы трубопроводов электростанций должны обеспечивать: - надежное резервирование СН основного оборудования; - минимальные гидравлические потери; - отключение аварийных участков преимущественно посредством приводов с дистанционным управлением; - локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключение минимальной мощности потребителей; - возможность очистки трубопроводов обратным током воды. 6.1.10 Схемы станционных трубопроводов должны обеспечивать возможность локализации отдельных участков и предотвращении затопления помещений и оборудования электростанций в случае повреждения трубопроводов. 6.1.11 Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при опорожнении трубопроводов, для чего последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004 (по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды При замене деталей и элементов трубопроводов необходимо сохранять проектное положение оси трубопровода. При прокладке дренажных линий нескольких трубопроводов на каждом из них должна быть установлена запорная арматура. 6.1.12 При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. 6.1.13 Арматура должна использоваться строго с соответствии с ее функциональным назначением. 6.1.14 На арматуре должны быть нанесены названия и номера согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями «Открыто» - «Закрыто». 6.1.15 Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в исправном состоянии. Трубопроводы с температурой рабочей среды ниже температуры окружающего воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидро- и теплоизоляцию. Для тепловой изоляции должны применятся материалы, не вызывающие коррозии металла трубопроводов. 6.1.16 Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на их поверхности должны быть нанесены маркировочные кольца. 6.1.17 Трубопроводы подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц. Выявленные при этом дефекты подлежат устранению. Сроки проведения осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту, но не реже одного раза в 3 месяца. 6.1.18 Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическое техническое освидетельствование, которое проводится в установленном порядке. 6.1.19 Объем, методы и периодичность технических освидетельствований сосудов работающих под давлением должны быть определены изготовителем и указаны в руководстве по эксплуатации. В случае отсутствия таких указаний техническое освидетельствование должно проводится в соответствии с требованиями правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 03-576-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 11.06.03 № 91) [1]. 6.1.20 После капитального и среднего ремонта, а также ремонта связанного с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть проверены: - отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкций и приспособлений, лесов; - исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений, лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры; - размер затяжки пружин подвесок и опор; - исправность индикаторов тепловых перемещений; - возможность свободного перемещения трубопроводов при изменениях температурного режима; - состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств; - размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов соответствие их положениям нормативной документации; - легкость хода подвижных частей арматуры; - соответствие показаний крайних положений запорной арматуры (открыто закрыто) на щитах управления ее фактическому положению; - исправность тепловой изоляции; - наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы, формуляры, сварочная документация, протоколы металлографических исследований, акты приемки после ремонта и т.д.). 6.1.21 Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений давлением равным 1,25 рабочего. Арматура ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, должна быть испытана на плотность рабочим давлением при пуске оборудования. 6.1.22 На каждом сосуде должна быть прикреплена табличка. Для сосудов наружным диаметром менее 325 мм допускается табличку не устанавливать. При этом все необходимые данные должны быть нанесены на корпус сосуда электрографическим методом. 6.1.23 Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно требований инструкций предприятий изготовителей и правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздухопроводов и газопроводов (ПБ 03-581-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 05.06.03 № 60) [3]. 6.1.24 Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом. Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/см2 (2 МПа) и не менее четырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26-40 кгс/см2 (2,6-4 МПа). В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбционные методы сушки сжатого воздуха. 6.1.25 Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40-45 кгс/см2 (4-4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 сут, а на объектах без постоянного дежурства персонала - по утвержденному графику. Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха. Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см2 (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом (за исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха). Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха должна производится не реже 3 раз в сутки. Проверка степени осушки - точки росы воздуха на выходе из блока очистки должна производится 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50ºС при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40ºС - при отрицательной температуре. 6.1.26 Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять положениям правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением (ПБ 03-576-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 11.06.03 № 91) [1], установленными органами государственного контроля и надзора. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органах государственного контроля и надзора не подлежат. Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорного давления должны проводится в соответствии с правилами органов государственного контроля и надзора. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен производится при среднем ремонте. Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей должны проводится в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров. Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозионное покрытие. 6.1.27 Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе. После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы. Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны производится продувки: Магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха - не реже 1 раза в 2 мес; Воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата - после каждого среднего ремонта аппарата; Резервуаров воздушных выключателей - после текущего и среднего ремонта. 6.1.28 Гидроагрегаты работающие в режиме синхронного компенсатора, должны быть готовы к немедленному автоматическому переводу в генераторный режим. При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора рабочее колесо турбины должно быть освобождено от воды. Система охлаждения лабиринтных уплотнений радиально-осевых рабочих колес должна обеспечивать работу без повышения их температуры. На гидроэлектростанциях, имеющих предтурбинные затворы, при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора предтурбинный затвор должен быть закрыт. Поддержание уровня воды под рабочим колесом, подкачка сжатого воздуха должны производиться автоматически 6.1.29 Порядок перевода гидроагрегатов в режим СК и обратно должен устанавливаться в соответствии с "Методическими указаниями по переводу гидроагрегатов в режим синхронного компенсатора" (Приложение В к стандарту «Гидротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» СТО 093 (проект) [5]) и должен быть указан в местной инструкции. 6.1.30 Резервные насосы системы ТВС должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах. Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. 6.1.31 При работе насосов системы ТВС должны соблюдаться следующие требования: - агрегат должен работать спокойно и плавно, без стуков, ударов и ненормального шума в пределах рабочей зоны характеристики; - при работе агрегата не должно быть заедания и задевания вращающихся деталей о неподвижные, выбивания масла из корпусов подшипников, утечек перекачиваемых и охлаждающих жидкостей в местах соединения деталей; - температура масла в масляных ваннах не должна превышать 60ºС; - нагрев корпусов подшипников, подпятника, корпуса насоса, электродвигателя и всех трущихся поверхностей деталей и узлов агрегата не должен превышать 65ºС; - через сальник насоса или торцевое уплотнение непрерывно должна протекать жидкость, температура сальника не должна превышать температуру окружающей среды более, чем на 25ºС; - напор и потребляемая мощность должны соответствовать величинам, указанным в рабочей характеристике насоса; - величина вибрации не должна превышать действующих норм. 6.1.32 Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднее квадратическое значение виброскорости или удвоенная амплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений: Таблица 1
Для электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, допускается работа агрегатов с повышенной вибрацией подшипников электродвигателей в течение времени, необходимого для устранения причины повышения вибрации. Нормы вибрации для этих условий не должны быть выше следующих значений: Таблица 2
Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов должна быть установлена по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции. 6.1.33 Центровку и балансировку насосного агрегата; снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносных подшипников (включая подшипники, установленные на наружной части торцевых щитов, а также в грузонесущих крестовинах двигателей вертикального исполнения); ремонт вкладышей выносных подшипников скольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, маслосистемы (при принудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха, а также воды к воздухоохладителям, обмоткам и другим элементам электродвигателя, охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, должен производить персонал структурного подразделения ГЭС, обслуживающего приводимый механизм, или персонал организации производящей ремонт оборудования на данной электростанции. 6.1.34 Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны быть организованы в соответствии с действующими объемом и нормами испытаний электрооборудования. 6.1.35 При эксплуатации системы маслоснабжения должны быть обеспечены: - надежная работа технологических систем маслонаполненного оборудования; - надежность работы агрегатов на всех режимах; - пожаробезопасность; - поддержание нормальных качества масла и температурного режима; - сбор и регенерация отработанных масел в целях повторного применения по прямому назначению; - предотвращение протечек масла и попадания его в окружающую среду. 6.1.36 Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении. 6.1.37 Баки для сухого масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами. 6.1.38 На электростанциях должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45 дневной потребности. 6.1.39 Прием из транспортных емкостей и подача трансформаторного или турбинного масел к оборудованию должны осуществляться по раздельным трубопроводам, а при отсутствии маслопроводов - с применением передвижных емкостей или металлических бочек. Транспортирование подготовленных к заливу в оборудование и отработанных масел должно осуществляться по раздельным трубопроводам; передвижные емкости, применяемые для этих целей, должны быть подготовлены в соответствии с действующими государственными стандартами. Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом. На трубопроводах, предназначенных для залива масла в оборудование, должны быть выполнены пробоотборные устройства непосредственно перед запорной арматурой на входе в оборудование. Перед подачей подготовленных к заливу в оборудование масел в случае несоответствия качества масла в трубопроводе положениям нормативных документов, определяющих качество масел, предназначенных для залива в оборудование, трубопроводы должны быть опорожнены и очищены от загрязнений. 6.1.40 Подготовленные к заливу масла, отвечающие положениям действующих нормативных документов по их эксплуатации, должны заливаться в маслосистемы, не содержащие загрязнений, масляного шлама и принятые на чистоту. 6.1.41 Оборудование, входящее в состав установки пожарной защиты (насосы, трубопроводы, запорно-пусковая арматура, оросители, пеногенераторы, пожарные извещатели и т.п.), должно быть в постоянной готовности к работе, не иметь дефектов и по техническим параметрам соответствовать паспортным данным и техническим условиям. 6.1.42 Установки водяного пожаротушения применяются для гидрогенераторов, трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов), кабельных сооружений и маслонаполненного оборудования масляного хозяйства. Для гидрогенератора допускается применять установки газового пожаротушения. Генераторы и синхронные компенсаторы с воздушным охлаждением должны быть оборудованы системой пожаротушения распыленной водой или инертным газом. 6.1.43 Каждый пожарный насос не менее 2 раз в месяц должен подвергаться профилактическому обслуживанию и включаться для создания требуемого давления, о чем делается запись в оперативном журнале 6.1.44 За установками пожарной защиты должен быть установлен постоянный надзор со стороны работников ГЭС. Документ о закреплении зон обслуживания и оборудования за производственными подразделениями предприятия, определении численности персонала (бригады или группы) и лицах, ответственных за техническое обслуживание установок пожарной защиты и их готовность к работе, утверждается техническим руководителем ГЭС. Установки пожаротушения должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации завода изготовителя, а также местных инструкций по эксплуатации. 6.1.45 Нормальная работа технических систем гидроэлектростанции должна быть обеспечена независимо от температуры окружающего воздуха. 6.2 Экологические требования6.2.1 При разработке мероприятий по охране окружающей среды руководствуются следующими документами: Законом «Об охране окружающей среды» от 10.12.2002 № 7-ФЗ; «Водным кодексом РФ», другими нормативными актами по вопросам охраны природных ресурсов. 6.2.2 При оценке негативного влияния используемого на гидроузле оборудования на окружающую среду, руководствуются нормативами допустимого воздействия на окружающую среду. 6.2.3 Возможными источниками воздействия технологического оборудования гидроузла на окружающую среду являются продукты загрязнений и аварийных выбросов: турбинное, трансформаторное, веретенное масло, консистентные смазки, изоляционное масло, вода, загрязненная продуктами горения при автоматическом пожаротушении, компрессорное масло. Технические системы ГЭС должны удовлетворять требованиям сбора, хранения и утилизации загрязнений, а именно должен быть обеспечено улавливание и организованный отвод замасленных стоков и залповых выбросов масла в систему замасленных стоков. 6.2.4 Для исключения попадания масла в окружающую среду должен быть организован контроль уровня масла в маслосодержащих узлах оборудования из которых возможна его утечка в систему технического водоснабжения. 6.2.5 На монтажной площадке в зоне проведения ревизии и ремонтных работ с повышающими трансформаторами предусматривают решетки и маслосборные приямки для сбора и отвода протечек масла. 6.2.6 Масло и вода, удаляемые при продувке влагомаслоотделителей и воздухосборников, отводятся в специально оборудованные устройства (сборники), исключающие загрязнение производственных помещений, стен здания и окружающей территории маслом. 6.2.7 Помещения основных сооружений гидроузла, помещения маслохозяйства и пристанционные площадки, где располагаются или ремонтируется маслонаполненное оборудование, должны оборудоваться специальной системой дренажа для сбора, последующей обработки и утилизации масел и замасленных стоков с учетом противопожарных требований. 6.2.8 В составе очистных сооружений замасленных стоков предусматриваются отстойники, фильтры, насосное оборудование для промывки фильтров, откачки загрязненного масла с последующим его использованием или утилизацией и перекачкой (выпуском) очищенного стока в нижний бьеф. Отстойники принимаются горизонтального типа с числом секций не менее двух. Конструкция отстойника предусматривает улавливание и аккумуляцию залповых выбросов масла при авариях (пожаре), отвод всплывающих нефтепродуктов в отдельную емкость с выпуском отстоенных (осветленных) сточных вод на фильтры. Фильтры применяются заводского изготовления двух ступеней (грубой и тонкой очистки) с доведением конечного содержания нефтепродуктов в очищенной воде до 0,05 мг/л согласно требованиям санитарных норм для выпуска в водоем рыбохозяйственного значения. 6.2.9 Очистные сооружения замасленных стоков должны оснащаться необходимыми средствами измерения и химического контроля, обеспечивающими измерение объемов сточных вод и их качества по контролируемым показателям. 6.2.10 Локальная организация мероприятий по сбору и удалению масла предусматривается в местах установки маслонаполненного оборудования и на площадках его ремонта путем устройства бортов, поддонов, сливных баков. 6.2.11 Производственные сточные воды, образующиеся на территории открытого маслосклада от мойки полов, которые могут быть загрязнены маслопродуктами, а также от вспомогательных производств, обеспечивающих эксплуатацию и ремонт основного оборудования, могут приниматься в систему канализации с сооружениями для биологической очистки с выполнением требований допустимых концентраций по нефтепродуктам. 6.2.12 Сброс масляноводяного конденсата при продувке компрессоров, воздухосборников, магистралей осуществляется через маслоулавливающие устройства. Масляноводяной конденсат сбрасывается в системы замасленных стоков. 6.3. Аварийные ситуации на ГЭС. Требования к предупреждению и ликвидации последствий6.3.1 Для непрерывной подачи воды к потребителям предусматривается 100%-ное резервирование по водозаборам, фильтрам, насосам, обеспечивающим расчетную подачу. 6.3.2 На электростанции должна быть предусмотрена возможность использования насосной станции откачки для осушения аварийно затопленных помещений электростанции, а также возможность применения погружных насосов для осушения самой насосоной станции в случае ее аварийного затопления. 6.3.3 Если выявлены аварийно-опасные дефекты оборудования или нарушения, влияющие на безопасную эксплуатацию, а также, если истек срок очередного технического освидетельствования, дальнейшая эксплуатация обследуемого оборудования запрещается. Под аварийно-опасными дефектами следует понимать состояние, при котором: - показатели надежного или безопасного состояния оборудования вышли за пределы, установленные нормами или правилами, по повреждение или разрушение еще не произошло; - произошел отказ устройств контроля безопасного состояния (манометров, термометров, датчиков уровня и т.д.); - требуется изменение режима, при котором возможно нарушение предела безопасности; - отсутствуют дублирующие устройства и невозможно каким-либо способом компенсировать выход из работы основных защит или сигнальных устройств контроля безопасного состояния оборудования. В этих случаях для предотвращения возможного повреждения оборудования, энергоустановка или ее часть должна быть немедленно выведена из работы оперативным персоналом самостоятельно, а при выявлении таких случаев контролирующими лицами (техническим руководителем ГЭС, лицами, ответственными за состояние и безопасную эксплуатацию) должен быть выдан запрет на дальнейшую работу энергоустановки или ее части. Во всех случаях выявления эксплуатации с превышением критериев безопасного состояния должны приниматься незамедлительные меры по останову оборудования и производиться работа с лицами, допускающими такую эксплуатацию (специальное обучение, инструктажи, тренировки, проверка на профпригодность, внеочередные квалификационные проверки и др). 6.3.4 Гидроагрегат должен быть разгружен или остановлен по согласованию с техническим руководителем гидроэлектростанции в следующих случаях: - повышения уровня воды на крышке турбины сверх допустимого значения при отказе или недостаточной подаче насосов откачки; - уменьшения подачи воды к турбинному подшипнику с водяной смазкой; - нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, если устранение причин нарушения невозможно без останова агрегата. 6.4 Эксплуатация в особых условиях6.4.1. При расчетном сейсмическом воздействии на оборудование технологических систем должно обеспечиваться отсутствие: - ситуаций угрожающих безопасности персонала; - взрыво-пожароопасной обстановки; - затопления помещений; - вредных воздействий на окружающую среду и водные бассейны верхнего и нижнего бьефов. 6.4.2 Работоспособность систем следует восстанавливать после землетрясения как путем проведения ремонтных, ремонтно-восстановительных работ, так и путем замены поврежденных изделий новыми. 6.4.3 При шугообразовании, для обеспечения бесперебойной работы системы технического водоснабжения, допускается сброс шуги через гидротурбины с частичным или полным удалением решеток при возникновении угрозы забивки шугой решеток и образования перепадов, превышающих проектные величины. 7 Возможные неисправности и их устранение7.1 При обнаружении свищей, трещин в трубопроводах, а также на их арматуре аварийный участок должен быть отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено. 7.2 Трубы, элементы трубопроводов и арматуры, в том числе литой (корпуса задвижек, вентили, клапаны и т.п.), подлежат отбраковке если: - при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и т.п.); - в результате воздействия среды толщина стенки стала ниже проектной и достигла величины, определяемой расчетом на прочность без учета прибавки на коррозию (отбраковочный размер); - изменились механические свойства металла; - при контроле сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению; - размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ; - трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытаний; - уплотнительные элементы износились и не обеспечивают безопасное ведение технологического процесса. 7.3 Фланцы отбраковываются при: - неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей; - наличии трещин, раковин и других дефектов; - деформации; - уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы; - срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах высокого давления, а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимые пределы. Линзы и прокладки овального сечения отбраковываются при наличии трещин, забоин, сколов, смятии уплотнительных поверхностей, деформации. 7.4 Крепежные детали отбраковываются: - при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы; - в случаях изгиба болтов и шпилек; - при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы; - в случае износа боковых граней головок болтов и гаек; - в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого уровня. 7.5 Работа насосного агрегата не допускается при появлении недопустимых вибрации и шума, срывной кавитации, увеличении биения вала в подшипниках, увеличения утечек масла, неисправностей в электродвигателе, прекращении подачи воды на подшипники насоса и на охлаждение электродвигателя. Допустимые предельные величины в соответствии с инструкциями заводов изготовителей и с действующими стандартами. 7.6 Электродвигатели должны быть немедленно отключены от сети при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, шкафов регулируемого электропривода, поломке приводимого механизма. Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного (если он имеется) в случаях: - появления запаха горелой изоляции; - резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма; - недопустимого возрастания температуры подшипников; - перегрузки выше допустимых значений; - угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, ненормальный шум и др.). 7.7 Компрессор немедленно останавливается в следующих случаях: - специально предусмотренных в инструкции завода изготовителя; - если манометры на любой ступени компрессора, а также на нагнетательной линии показывает давление выше допустимого; - если манометр системы смазки механизма движения показывает давление ниже допустимого нижнего предела; - при внезапном прекращении подачи охлаждающей воды или другой аварийной неисправности системы охлаждения; - если слышны стуки, удары в компрессоре или двигателе или обнаружены их неисправности, которые могут привести к аварии; - если температура сжатого воздуха выше предельно допустимой нормы, установленной паспортом завода изготовителя; - при пожаре; - при появлении запаха гари или дыма из компрессора или электродвигателя; - при заметном увеличении вибрации компрессора, электродвигателя или других узлов. 7.8 Сосуд должен быть немедленно остановлен в случаях, предусмотренных инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию, в частности: - если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается, несмотря на меры, принятые персоналом; - при выявлении неисправности предохранительных устройств от повышения давления; - при обнаружении в сосуде и его элементах, работающих под давлением, неплотностей, выпучин, разрыва прокладок; - при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам; - при снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым обогревом; - при выходе из строя всех указателей уровня жидкости; - при неисправности предохранительных блокировочных устройств; - при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду, находящемуся под давлением. Порядок аварийной остановки сосуда и последующего ввода его в работу должен быть указан в инструкции. 8 Охрана труда (правила безопасности)8.1 Безопасность производства эксплуатационных и ремонтных работ обеспечивается в соответствии с требованиями СТО «Гидроэлектростанции. Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании сооружений и оборудования ГЭС. Нормы и требования» СТО 091 (проект) [6]. 8.2 Ремонт и очистка оборудования и трубопроводов, находящихся под давлением, не допускается. 8.3 Ремонт сосудов и их элементов, находящихся под давлением не допускается. 8.4 Не допускается применять для очистки воздухосборников, влагомаслоотделителей и другого оборудования горючие и легковоспламеняющие жидкости. 8.5 Не допускается хранение легковоспламеняющихся жидкостей в помещении машинного зала компрессорной установки. 8.6 При внутреннем осмотре, чистке или ремонте влагомаслоотделителей, воздухогазосборников или других аппаратов их следует отключить от соответствующей сети заглушками с хвостовиками, полностью освободить от оставшегося там газа или воздуха и продуть чистым воздухом в течение 10 мин (не менее). Все люки аппарата во время нахождения внутри работающего следует открыть и весь аппарат непрерывно вентилировать. Работника для работ внутри аппарата необходимо снабдить спецодеждой (комбинезоном) и защитными очками. Внутренний осмотр, чистка и ремонт аппарата следует производить не менее, чем двумя работниками, из которых один должен находиться снаружи и непрерывно следить за нормальным состоянием работающего внутри работника. Работы внутри аппарата могут производится только по разрешению лица, ответственного за безопасную эксплуатацию, который должен проинструктировать работающих в соответствии с требованиями НД по промышленной безопасности. 8.7 При работе внутри сосуда (внутренний осмотр, ремонт, чистка и т.п.) должны применяться безопасные светильники на напряжение не выше 12В, а во взрывоопасных средах во взрывобезопасном исполнении. При необходимости должен быть произведен анализ воздушной среды на отсутствие вредных или других веществ, превышающих предельно допустимые концентрации. Работы внутри сосуда должны выполняться по наряду-допуску. 8.8. Применение открытого огня в помещении компрессорной станции не допускается. Производство монтажных и ремонтных работ с применением открытого огня и электросварки в помещении компрессорной станции производится в соответствии с требованиями нормативно- технической документации на проведение этих работ. 8.9 Аппараты и трубопроводы с температурой рабочей поверхности выше +45ºС, располагаемые на рабочих местах и в местах основных проходов, должны иметь тепловую изоляцию. Стенки цилиндров компрессора изоляции не подлежат. 8.10 Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющий ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться только по наряду допуску. Приложение
А
|
Тип оросителя |
Диаметр выходного отверстия, мм |
Производительность оросителя, л/с, при давлении МПа |
|||
0,1 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
||
ДВ-10 и ДВМ-10 |
10 |
- |
1,4 |
1,7 |
2,0 |
ОПДР-15 |
15 |
2,2 |
3,1 |
3,5 |
3,8 |
Б.7 Характерные неисправности и методы их устранения
Б.7.1 Возможные неисправности в работе установки водяного пожаротушения и рекомендации по их устранению приведены в таблице Б.2.
Таблица Б.2
Характер неисправности, внешние признаки |
Вероятные причины |
Рекомендуемые мероприятия |
Вода не выходит из оросителей, манометр показывает нормальное давление |
Закрыта задвижка Заело обратный клапан Забит трубопровод Засорились оросители |
Открыть задвижку Открыть обратный клапан Очистить трубопровод Ликвидировать засорение |
Вода не выходит из оросителей, манометр не показывает давления |
Не включился в работу пожарный насос |
Включить пожарный насос |
Закрыта задвижка на трубопроводе со стороны всасывания пожарного насоса |
Открыть задвижку |
|
|
Происходит подсос воздуха на стороне всасывания пожарного насоса |
Устранить неисправности соединения |
|
Неправильное направление вращения ротора |
Переключить фазы электродвигателя |
|
Случайно открыта задвижка другого направления |
Закрыть задвижку на другом направлении |
Утечка воды через сварные швы, в местах подсоединения узлов управления и оросителей |
Некачественная сварка Износилась прокладка |
Проверить качество сварных швов |
Ослаблены затяжные болты |
Заменить прокладку Подтянуть болты |
|
Отсутствует показание манометра |
Отсутствует давление в трубопроводе |
Восстановить давление в трубопроводе |
Засорилось входное отверстие |
Снять манометр и прочистить отверстие |
|
Искрение контактов манометра |
Загрязнение контактов манометра |
Снять стекло манометра и зачистить контакты |
АКТ г.__________________ "____" _________________20______ г. Наименование объекта________________________________________________________________________________ (электростанция, подстанция) Мы, нижеподписавшиеся __________________________________________________________ в лице ________________________________________________________________________________ (представитель от заказчика, Ф.И.О., должность) ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ и ______________________________________________________________________________ (представитель от монтажной организации, Ф.И.О., должность) составили настоящий акт в том, что трубопроводы ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ (наименование установки, № секции) промыты. Особые замечания: ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Члены комиссии: Заказчик ________________________________________________________________________ (фамилия) (подпись) Монтажная организация _____________________________________________________________________ (фамилия) (подпись) Пожарная охрана__________________________________________________________________________ (фамилия, должность) (подпись) АКТ г.__________________ "____" _________________20______ г. Наименование объекта ____________________________________________________________(электростанция, подстанция) Мы, нижеподписавшиеся __________________________________________________________ в лице __________________________________________________________________________ (представитель от заказчика, Ф.И.О., должность) и ________________________________________________________________________________ (представитель от монтажной организации, Ф.И.О., должность) составили настоящий акт в том, что при испытании трубопроводов получены следующие результаты:
Смонтированная сеть трубопроводов стационарной установки пожаротушения пригодна к эксплуатации. Члены комиссии: Заказчик ________________________________________________________________________(фамилия) (подпись) Монтажная организация _____________________________________________________________________ (фамилия) (подпись) Пожарная охрана _________________________________________________________________________ (фамилия, должность) (подпись) АКТ г.__________________ "____" _________________20______ г. Наименование объекта ____________________________________________________________(электростанция, подстанция) Мы, нижеподписавшиеся члены комиссии в составе: 1. От заказчика __________________________________________________________________ (Ф.И.О., должность) 2. От монтажной (наладочной) организации __________________________________________ ________________________________________________________________________________ (Ф.И.О., должность) 3. От пожарной охраны ___________________________________________________________ (Ф.И.О., должность) 4.______________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ составили настоящий акт в том, что для проверки работоспособности смонтированной установки произвели огневые испытания в ________________________________________________________________________________ (наименование испытываемого участка) Искусственные очаги пожара размером __________________________________м2 с горючим материалом _____________________________________________________________________ В результате испытания установлено время: поджога очага пожара ___________________________________________________(ч, мин) срабатывания установки _________________________________________________(ч, мин) появление воды из оросителя _____________________________________________(ч, мин) Во время огневых испытаний установка сработала, искусственный очаг пожара потушен за мин __________________________ Члены комиссии: Заказчик ________________________________________________________________________(фамилия) (подпись) Монтажная организация _____________________________________________________________________ (фамилия) (подпись) Пожарная охрана _________________________________________________________________________ (фамилия, должность) (подпись) ЖУРНАЛ Тип установки ___________________________________________________________________ Дата монтажа установки __________________________________________________________ Защищаемый объект ______________________________________________________________
|
[1] Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. (ПБ 03-576-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 11.06.03 № 91)
[2] Качество ремонта энергетического оборудования электростанций. СТО 17330 (проект)
[3] Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздухопроводов и газопроводов. (ПБ 03-581-03), (Постановление Госгортехнадзора РФ от 05.06.03 № 60)
[4] Типовая инструкция по эксплуатации сетей противопожарного водоснабжения на энергетических предприятиях (утв. Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России», 2007 г.)
[5] Гидротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. СТО 093 (проект)
[6] Гидроэлектростанции. Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании сооружений и оборудования ГЭС. Нормы и требования. СТО 091 (проект)
[7] Гидроэлектростанции. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования». СТО 088 (проект)
Ключевые слова: техническая система, гидроэлектростанция, организация, эксплуатация, техническое обслуживание, норма, требование, персонал, контроль
Руководитель организации-разработчика
Некоммерческое партнерство
«Гидроэнергетика России»
наименование организации
Исполнительный директор _______________________________________Р.М. Хазиахметов
личная подпись инициалы, фамилия
Руководитель разработки
Главный эксперт ________________________________________________в.С. Серков
личная подпись инициалы, фамилия
СОИСПОЛНИТЕЛЬ
Руководитель организации-соисполнителя
Филиал ОАО «Инженерный центр
ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС»
наименование организации
Директор ________________________________________________________В.А. Купченко
личная подпись инициалы, фамилия
Руководитель разработки
Начальник Центра
инжиниринга ГЭС ________________________________________________B.H. Байков
личная подпись инициалы, фамилия
Исполнители
Старший
Бригадный инженер ___________________________________________Э.У. Незаметдинов
личная подпись инициалы, фамилия