РД 153-34.1-08.104-99 СО 34.08.104-99 Методические указания по использованию экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов (ТА) ТЭС / 153 34 1 08 104 99 34 08 104 99

РД 153-34.1-08.104-99

Методические указания
по использованию экспертной системы контроля и оценки
условий эксплуатации турбоагрегатов (ТА) ТЭС

УТВЕРЖДЕНЫ приказом РАО "ЕЭС России" от "23" августа 1999 г. № 307

Анализ аварийности, состояния оборудования и средств его контроля, автоматики и защиты, уровня эксплуатации и выполнения условий, обязательных для используемых технологий и технологического процесса в целом, показывает наличие серьезных проблем и отклонений, ликвидация которых в большинстве случаев не требует значительных материальных затрат. Анализ показывает, что причинами повреждения турбоагрегатов или отдельных их элементов является воздействие ряда факторов, максимальный вред от которых происходит при их сочетании, что имеет место в большинстве случаев. Однако существующие подходы в анализе причин повреждений малоэффективны и не раскрывают всего спектра факторов, то есть не обеспечивают комплексного подхода к решаемой проблеме.

Проверки состояния турбоагрегатов и организации их эксплуатационно-ремонтного обслуживания, а также результаты расследования технологических нарушений на турбоустановках показывают наличие серьезных недостатков, чему в значительной степени способствует несоблюдение ряда существенных положений и требований соответствующей нормативно-технической и распорядительной документации (НТД и РД). Это происходит по различным причинам, в том числе и из-за того, что по мере ротации и обновления кадров происходит утрачивание важных профессиональных качеств, необходимых для качественной эксплуатации, диагностики, технического обслуживания и ремонта турбоагрегатов. Новые рабочие и инженерно-технические кадры в условиях, когда не обеспечивается преемственность профессиональных качеств, постигая профессию, достаточно часто повторяют ошибки предыдущих поколений.

Этого можно избежать, во-первых, за счет повышения эффективности производственно-педагогической системы, действующей на предприятии, т.е. за счет повышения качества подготовки персонала, во-вторых, за счет создания информационно-экспертных систем (баз данных), сохраняющих и отображающих предыдущий накопленный опыт и знания, в-третьих, за счет "Экспертных систем контроля и оценки состояния и условий эксплуатации…", которые позволяют комплексно изучить проблемы надежности.

Под экспертной системой обычно понимают программы или программно-аппаратные средства, использующие при решении задач формализованным особым образом экспертные знания и до некоторой степени моделирующие работу эксперта. Совокупность этих знаний является основой экспертной системы.

Экспертные системы, в сущности, моделируют поведение эксперта при принятии решения в конкретной предметной области. Для определения необходимых знаний используется предметная деятельность квалифицированных специалистов. Такие экспертные системы все шире внедряются в качестве средств подготовки и интеллектуальной поддержки различного типа специалистов. Однако такая экспертная система носит только информативный или информативно-сравнительный характер. Она не затрагивает состояния объекта управления (оборудования или технологического процесса), процесса управления и субъекта управления (персонал). Поэтому экспертная система должна дополняться или самостоятельно нести в себе оценочную часть по отношению как к объекту, так и к субъекту управления и в то же время показывать направления усилий, которые должен приложить субъект управления с целью повышения надежности объекта. То есть экспертная система должна содействовать определению методов достижения (или обеспечения) надежности во взаимосвязанности объекта и субъекта управления.

Принятию технического решения по проблеме надежности должны предшествовать поиск и выявление причин, в результате которых возникла ненормальная ситуация, и только затем осуществляться поиск направления решения задачи, т.е. подготовка базы для принятия решения. И здесь важно понимать, что решение не обязательно может быть глобальным, так как причина, проявленная в начале длинной цепи взаимосвязанных факторов, может быть самой тривиальной. Поэтому необходимо изначально определить, а что в объекте (турбоагрегате и организации его эксплуатационно-ремонтного обслуживания) или в окружении (у специалистов и обслуживающего персонала) необходимо и возможно изменить, чтобы исходная проблема либо вообще исчезла, либо могла легко решиться.

Существенную помощь в этом может оказать применение "Экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов ТЭС", назначение которой заключается в осуществлении периодической комплексной оценки исполнения всех нормативных требований по организации эксплуатационно-ремонтного обслуживания турбоагрегатов.

Такие проверки и оценки должны осуществляться силами специалистов и технических руководителей подразделений электростанций с привлечением персонала центральных служб АО-энерго и персонала территориальных центров РП "Энерготехнадзор" (главных инженеров-инспекторов, закрепленных за конкретными электростанциями).

Разработанная "Экспертная система контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов ТЭС" позволяет получить и оценить полную картину по каждой электростанции и по полученным результатам строить программу действий и вырабатывать первоочередные меры, реализация которых позволит в свою очередь поднять уровень эксплуатации турбоагрегатов и повысить их надежность.

В основу создания матрицы экспертной системы положен основной закон системного подхода, который требует на первом этапе использовать метод исследования, состоящий в расчленении общей проблемы надежности турбоагрегатов на составные элементы, состоящие из двадцати основных направлений поиска причин проблемы надежности турбоагрегата.

Предполагается, что эти двадцать направлений включают в себя анализ широкого спектра основных условий и режимов эксплуатации и ремонта турбоагрегатов. Они учитывают контроль и оценку качества и достаточности технической документации и инструкций для соответствующего персонала, уровня исполнения заданного НТД и РД регламента, достаточности используемых технических средств, технологических приемов и методов, средств диагностики и т.п.

Таким образом, экспертная система контроля и оценки состояния турбоагрегатов и условий их эксплуатации позволяет обеспечить методологический подход к исследованию и анализу причин повреждений и перейти к осмыслению концепции надежности турбоагрегатов.

Однако разбиение проблемы на двадцать основных направлений еще не может обеспечить достаточную проводимость системы по глубине всех причин, породивших проблему. Поэтому каждое из направлений расчленено на элементарные (локальные) области.

Разбиение носит относительно условный характер, а количество локальных направлений обусловлено, с одной стороны стремлением охватить весь спектр факторов, влияющих на надежность, с другой стороны желанием не утяжелять систему и не усложнять ее восприятие. Каждое локальное направление позволит в более конкретной форме произвести контроль состояния и условий эксплуатации, а также выявить допущенные отклонения от требований НТД и РД. И здесь важно понять, что составлению научно-технических программ повышения надежности должен предшествовать этап приведения каждого направления в соответствие с требованиями НТД и РД, который повысит не только общую оценку уровня эксплуатации турбоагрегата, но и его надежность.

В результате такого подхода сформирована матрица "Экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов ТЭС", охватывающая по ста локальным направлениям практически все факторы, влияющие на состояние организации обеспечения надежности турбоагрегатов.

Осуществление экспертизы и оценки является одним из элементов внутреннего аудита (самоаудита), осуществляемого собственными специалистами и техническими руководителями электростанций в соответствии с "Основными положениями контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методическими указаниями по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем" (РД 153-34.0-08.102-98).

Экспертная система предполагает по каждому обследуемому направлению произвести оценку состояния по шкале от 0 до 1,0. Система оценки не может быть инструментальной, она зависит от сравнения ситуаций: в одних случаях с требованиями ПТЭ и другой нормативно-технической и распорядительной документации, в другом - с состоянием оцениваемых направлений на других электростанциях.

Таким образом, общая оценка состоит из объективной части (где производится проверка полноты выполнения ПТЭ, НТД и РД) и субъективной (где производится сравнительная оценка состояния экспертами). Но, тем не менее, эта методика позволяет в достаточной степени объективно оценить ситуацию на электростанции и может сыграть решающую роль для выработки и принятия мер и действий, направленных на повышение надежности турбоагрегатов.

Гарантией повышения объективности самооценки должно явиться, прежде всего, желание улучшить результат.

Характерной особенностью оценок направлений является то, что они с учетом объективно-субъективных подходов определяют не количественные значения, а качественную оценку "уровня соответствия направления задачам производства". При этом осуществляется выявление всех отклонений от требований НТД и РД и недостатков в осуществлении эксплуатационно-ремонтного обслуживания. По результатам проведенной экспертизы составляются и утверждаются мероприятия, направленные на устранение выявленных недостатков и повышение качества ремонта и эксплуатации турбоагрегатов ТЭС. Оценка каждого рассматриваемого локального направления позволяет получить среднюю оценку по каждому из основных направлений и среднюю оценку "состояния и уровня эксплуатации турбоагрегатов" на электростанции.

В соответствии с предложенной методикой, каждая электростанция заполняет для себя матрицу и выставляет по собственным оценочным критериям по предложенной шкале оценки каждому направлению и среднюю. Первый этап экспертной оценки в соответствии с настоящими методическими указаниями выполняется в срок до 30.10.99. К этому же времени должны быть утверждены и доведены до исполнителей мероприятия по устранению выявленных недостатков.

Согласно "Программе отраслевых тематических селекторных совещаний в 1999 году по проблемам надежности и задачам совершенствования эксплуатации энергетического оборудования" результаты первого этапа будут обсуждаться на тематическом селекторном совещании. Далее такая работа должна осуществляться по истечении каждого года с внесением мероприятий в качестве отдельного приложения к ежегодному "эксплуатационному" приказу.

Таким образом, "Экспертная система контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов ТЭС" должна явиться программным документов для организации и осуществления эффективной системы внутреннего контроля на электростанциях за состоянием и условиями эксплуатации турбоагрегатов.

Преобладание в матрице экспертной системы организационных направлений предназначено повышению уровня организации эксплуатационно-ремонтного обслуживания.

В свою очередь каждое направление контроля силами инженерных работников, благодаря их инженерному творчеству с привлечением отраслевых специализированных организаций, должно обязательно приводить к развитию экспертно-аналитической деятельности на электростанциях, побуждать к созданию комплексных систем диагностики и мониторинга.

Каждая электростанция после проведения соответствующего этапа в указанные сроки направляет в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей сведения со средними оценками по двадцати основным направлениям и средней оценкой по ТЭС в виде заполненной таблицы 1.

Таблица 1

№№	Основные направления экспертной системы	Оценка
I	Система учета и анализа технологических нарушений в работе ТА
II	Технический контроль состояния ТА
III	Технический и технологический надзор за организацией эксплуатации ТА
IV	Организация эксплуатации ТА
V	Состояние организации технического обслуживания ТА
VI	Организация подготовки и проведение ремонтов ТА
VII	Контроль за проведением ремонта, приемо-сдаточные испытания и приемка ТА из ремонта
VIII	Оценка качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ
IX	Состояние систем автоматического регулирования (САР) и защит ТА
X	Контроль вибрации и защита ТА от повышения и изменения вибрации
XI	Контроль за тепловыми перемещениями и расширениями ТА
XII	Меры по обеспечению надежности роторов ТА
XIII	Виброналадка и контроль вибросостояния валопроводов ТА
XIV	Меры по обеспечению надежности рабочих лопаток ТА
XV	Контроль и обеспечение качества пусков ТА
XVI	Состояние эксплуатации маслосистем ТА
XVII	Предотвращение коррозии ТА
XVIII	Контроль ресурса ТА
XIX	Организация работы с персоналом
XX	Наличие на ТЭС необходимых НТД и РД, порядок доведения их до персонала и ввода в действие
	Средняя оценка по _____________ ТЭС в ____________ году

При оценке состояния и условий эксплуатации и турбоагрегатов для принятия рационального решения о необходимых превентивных мерах, обеспечивающих надежную эксплуатацию, большое значение имеет проведение статистического контроля и анализа результатов их работы. Система статистического контроля и анализа объективно и реально определяет количественный показатель отклонений и нарушений в работе турбоагрегатов за определенный период времени, что позволит с большей достоверностью устанавливать основные причины их возникновения.

На каждой ТЭС статистико-аналитический контроль должен вестись по специальной программе, представляющей собой систему статистического контроля надежности - CCКН. В программе должны содержаться конкретные вопросы, на которые необходимо дать ответ в статистическом формуляре, а также обосновывается вид и метод проведения наблюдения. Объем информации, вносимой в статистические формуляры должен давать полное представление о состоянии турбоагрегата, включая наработку, остаточный ресурс, показатели маневренности, надежности и экономичности, межремонтный период и т.д. Для оценки состояния в масштабах отрасли каждая электростанция одновременно с таблицей 1 направляет в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей информацию согласно таблице 2.

Таблица 2

ТЭС
№ и тип ТА	Число часов работы ТА	Прогнозируемый остаточный ресурс ТА (тыс. час)			Общее число остановов ТА		Число вынужденных остановов ТА
№ и тип ТА	Число часов работы ТА	цилиндров	роторов	блоков парораспределения	В предшествующем году	В оцениваемом году	В предшествующем году	В оцениваемом году

Примечание. Прогнозируемый остаточный ресурс определяется с учетом решений экспертно-технических комиссий по результатам контроля металла узлов и деталей при выработке паркового ресурса или при наличии неудовлетворительных результатов этого контроля.

Матрица экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов (ТА) ТЭС

№№	Контролируемое направление	Оценка
I. Система учета и анализа технологических нарушений в работе ТА ("Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем". РД 34.20.801-93):
1.	Качество учета технологических нарушений в работе ТА;
2.	Качество расследования технологических нарушений в работе ТА;
3.	Объективность и достаточность разрабатываемых мероприятий по повышению надежности ТА;
4.	Эффективность контроля за исполнением мероприятий по результатам расследования и анализа причин технологических нарушений;
5.	Наличие явления трасценденции (необоснованного переноса собственной вины за причины технологического нарушения или вины подчиненного персонала на прочие отдаленные или косвенные причины).
II. Технический контроль состояния ТА (раздел 1.5 "Правил технической эксплуатации электростанций и сетей Российской Федерации". РД 34.20.501-95):
6.	Проведение периодических технических освидетельствований ТА и занесение в технический паспорт ТА результатов периодических технических освидетельствований;
7.	Наличие план-графика проведения периодического технического освидетельствования ТА и соблюдение сроков;
8.	Наличие мероприятий по устранению недостатков, выявленных при последнем периодическом техническом освидетельствовании;
9.	Наличие распорядительного документа о назначении лиц, ответственных за состояние и безопасную эксплуатацию ТА;
10.	Наличие системы, определяющей порядок осуществления оперативным персоналом постоянного контроля технического состояния ТА.
III. Технический и технологический надзор за организацией эксплуатации ТА (раздел 1.5 "Правил технической эксплуатации электростанций и сетей Российской Федерации". РД 34.20.501-95):
11.	Назначение лиц, осуществляющих технический и технологический надзор за эксплуатацией ТА и контроль за состоянием и ведением технической документации;
12.	Осуществление контроля за выполнением мероприятий и требований нормативно-технических и организационно-распорядительных документов;
13.	Организация выполнения предписаний ведомственных и государственных надзорных органов и осуществление контроля и учета;
14.	Наличие и соблюдение утвержденных графиков периодических осмотров оборудования лицами, ответственными за их безопасную эксплуатацию;
15.	Наличие специального журнала для фиксирования результатов периодических осмотров оборудования ТА лицом, ответственным за их безопасную эксплуатацию.
IV. Организация эксплуатации ТА:
16.	Соответствие местных производственных инструкций по эксплуатации ТА требованиям:
	- Правил технической эксплуатации электростанций и сетей Российской Федерации;
	- Инструкций заводов-изготовителей;
	- Типовых инструкций по пуску, останову и обслуживанию турбин (СПО ОРГРЭС);
	- Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем - СРД-91 или СРД-98 (теплотехническая часть);
	- Распорядительных документов и циркуляров, выпущенных РАО "ЕЭС России" после выхода СРД;
17.	Наличие и качество режимных карт, своевременность их пересмотра;
18.	Наличие в должностных инструкциях оперативного персонала по каждому рабочему месту перечня обязательных для знаний инструкций и схем (п.1.7.10 ПТЭ);
19.	Наличие положения о проведении анализа и оценке пусков-остановов ТА;
20.	Наличие на рабочем месте оперативного персонала утвержденного техническим руководителем электростанции графика профилактических работ (обходов, осмотров, проверок и опробований автоматики, защит, сигнализации, АВР, блокировок и т.п.).
V. Состояние организации технического обслуживания ТА (раздел 2 "Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования зданий и сооружений электростанций и сетей. РДПр 34-38-030-92"):
21.	Наличие документа, определяющего состав работ по техническому обслуживанию ТА (со вспомогательным оборудованием) и периодичность (график) их выполнения с учетом требования завода-изготовителя и условий эксплуатации (п.2.2.3 РДПр);
22.	Наличие и эффективность системы контроля за своевременным проведением и выполненным объемом профилактических работ и работ при техническом обслуживании (п.2.2.3 РДПр);
23.	Наличие и качество ведения журналов технического обслуживания ТА и вспомогательного оборудования. Контроль со стороны эксплуатации;
24.	Осуществление мастерами по графику обхода и осмотра работающего оборудования для контроля состояния и своевременного выявления дефектов;
25.	Состояние работы по организации выявления, учета и устранения дефектов. Наличие на электростанции действующего положения о порядке выявления и устранения дефектов. Осуществление контроля со стороны технических руководителей электростанции и подразделений.
VI. Организация подготовки и проведения ремонтов ТА:
26.	Выпуск ежегодного приказа о результатах прошедшей ремонтной кампании и задачах на предстоящий год с приложениями согласно разделу 2.7 РДПр:
	- ежегодно корректируемый годовой график ремонта основного энергооборудования;
	- график ремонта основного энергооборудования на предстоящий год;
	- графики ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования на предстоящий год;
	- ежегодно корректируемый перспективный план подготовки к ремонту;
	- план подготовки к ремонту на предстоящий год;
27.	Разработка и утверждение техническим руководителем электростанции программы вывода в ремонт каждого конкретного ТА (энергоблока) в соответствии с требованиями п.2.8.4 РДПр;
28.	Проведение эксплуатационных испытаний по специальной программе, утверждаемой техническим руководителем электростанции. Заполнение по результатам испытаний ведомостей основных параметров технического состояния установки (п. 2.8.4 и приложение 19 РДПр);
29.	Выполнение анализа ремонтной документации и актом приемки ТА после предыдущих ремонтов, а также анализа журналов и ведомостей дефектов и с целью включения выявленных замечаний и дефектов в ведомости объемов ремонта или в акты дефектации на предстоящий ремонт;
30.	Осуществление анализа выполнения на выводимом в ремонт ТА требований распорядительных документов, циркуляров и предписаний. Включение неисполненных мероприятий в ведомости объемов ремонтов.
VII. Контроль за проведением ремонта, приемо-сдаточные испытания и приемка ТА из ремонта:
31.	Выполнение представителями электростанций (назначенными в соответствии с п. 2.7.8 РДПр) требований 2.8.10 РДПр:
	- осуществление входного контроля применяемых материалов и запасных частей;
	- оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;
	- контроль соответствия отремонтированных составных частей и деталей требованиям НТД и конструкторской документации;
	- проверка соблюдения технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации и т.п.);
32.	Выполнение требований п. 2.9 РДПр по приемке оборудования из ремонта:
	- назначение приказом по ТЭС состава приемочной комиссии и выполнение ею требований п. 2.9.2 и 2.9.5 РДПр;
	- наличие согласованной с исполнителями и утвержденной главным инженером ТЭС программы приемки каждого конкретного ТА (или энергоблока в целом) из капитального или среднего ремонта; соответствие программы требованиям п. 2.9.3 РДПр;
	- проведение испытаний ТА в соответствии с требованиями п. 2.9.6 - 2.9.16 РДПр;
33.	Выполнение требований п. 2.9.4 РДПр по предъявлению приемочной комиссии не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта составляемой во время ремонта документации по перечню, утвержденному главным инженером ТЭС;
34.	Оформление в соответствии с п. 2.9.9 - 2.9.11 условий для разрешения и осуществления пуска ТА;
35.	Выполнение требований п. 2.9.17 - 2.9.19 РДПр по оформлению акта по приемке оборудования из ремонта и обязательных (перечисленных в указанном пункте) к нему приложений.
VIII. Оценка качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ:
36.	Выставление предварительных оценок по окончании приемо-сдаточных испытаний; соблюдение требований п. 2.9.24 - 2.9.37 РДПр;
37.	Выполнение требований п. 2.9.19 - 2.9.23 в период подконтрольной эксплуатации ТА:
	- проведение необходимых испытаний и наладочных работ;
	- заполнение ведомостей параметров технического состояния;
	- доведение вибрации ТА до нормативных требований;
	- устранение выявленных дефектов;
38.	Выставление окончательных оценок по завершении периода подконтрольной эксплуатации с учетом требований п. 2.9.19 - 2.9.З9 РДПр;
39.	Оформление гарантийных обязательств на соответствие отремонтированного оборудования требованиям НТД в течение установленного срока согласно п. 2.9.40 - 2.9.41 РДПр;
40.	Наличие положения и порядка стимулирования персонала за досрочное окончание и качественное выполнение ремонта согласно п. 2.9.43 РДПр;
IX. Состояние систем автоматического регулирования (САР) и защит ТА:
41.	Наличие и качество программ по проверке и испытаниям САР и защит паровых турбин от повышения частоты вращения. Их исполнение и соответствие требованиям "Методических указаний по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит турбины" (МУ 34-70-062-83 СПО ОРГРЭС 1991) и заводских инструкций;
42.	Наличие, качество и полнота записей о проверках и состоянии САР в журнале инженера (мастера) по регулированию, оперативном журнале начальника смены цеха, ведомостях и формулярах. Осуществление анализа текущего состояния САР;
43.	Наличие в штате турбинного (котлотурбинного цеха) инженера или мастера по САР в соответствии с требованиями п. 1.7 МУ 34-70-062-83;
44.	Наличие в ремонтном подразделении (организации) конкретной бригады, осуществляющей ремонт и техническое обслуживание САР;
45.	Соответствие состояния САР и защит турбин от повышения оборотов и фактического регламента их испытаний требованиям п.п. 4.4.2 - 4.4.13 ПТЭ.
X. Контроль вибрации и защита ТА от повышения и изменения вибрации:
46.	Наличие графиков и программ испытаний технологических защит, их исполнение и соответствие требованиям "Методических указаний по составлению программы опробования технологических защит теплоэнергетического оборудования блочных установок" (РД 34.35.135-96);
47.	Соблюдение требований "Методических указаний по наладке технологических защит теплоэнергетического оборудования ТЭС" (РД 34.35.503-90);
48.	Соблюдение требований п. 4.4.26 ПТЭ и Информационного письма Департамента стратегии развития и научно-технической политики № ИП-01-02-98 (тп) "О вибрации турбоагрегатов" при изменении вибрации ТА. Наличие в производственных инструкциях соответствующих указаний по действиям персонала при изменении вибрации. Фактическое соблюдение и исполнение указанных требований;
49.	Наличие и состояние аппаратуры контроля и регистрации вибрации подшипников турбин; для турбин мощностью 50 МВт и выше аппаратурой, обеспечивающей контроль среднеквадратичного значения виброскорости;
50.	Оснащение турбин мощностью 50 MВт и выше технологической защитой от повышения и изменения вибрации с вводом ее на отключение.
XI. Контроль за тепловыми перемещениями и расширениями ТА:
51.	Наличие на ТЭС и в подразделениях "Методических указаний по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций" (РД 34.30.506-90) и распорядительного документа, определяющего порядок исполнения и ответственных лиц;
52.	Наличие в турбинном (котлотурбинном) цехе лица, ответственного за контроль, анализ и нормализацию тепловых расширений турбин (возложение на него этих обязанностей распорядительным документом или должностной инструкцией);
53.	Наличие в производственных инструкциях эксплуатационного и ремонтного персонала требований по контролю за тепловыми расширениями и способам их нормализации;
54.	Организация контроля за тепловыми расширениями согласно разделу 2 РД 34.30.506-90:
	- наличие и исправность приборов абсолютного теплового расширения цилиндров и относительного расширения роторов и цилиндров турбин;
	- осуществление измерения поворотов, абсолютных осевых перемещений корпусов подшипников, а также поперечных расширений лап корпусов ЦВД и ЦСД;
	- контроль за температурным состоянием наиболее нагретой фундаментной рамы;
	- наличие и ведение специальных журналов и ведомостей;
55.	Осуществление нормализации тепловых расширений согласно разделу 3 РД 34.30.506-90:
	- нормализация состояния среды, окружающей поверхность скольжения;
	- уменьшение сил трения поверхностей скольжения корпусов подшипников;
	- ревизия поперечных шпонок корпусов цилиндров;
	- увеличение жесткости "мертвой" точки турбины;
	- обеспечение расчетных перемещений трубопроводов;
	- восстановление жесткости ослабленных элементом фундамента.
XII. Меры по обеспечению надежности роторов ТА:
56.	Определение остаточного ресурса роторов турбин в соответствии с разделом 4 ’Методических указаний о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса" (РД 34.17.440-96);
57.	Внедрение технологических, конструктивных и режимных мероприятий по повышению эксплуатационной надежности роторов турбин в соответствии с разделом 5 "Методических указаний о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса" (РД 34.17.440-96);
58.	Выполнение требований:
	- п.2.5 СРД-98 "О предотвращении аварий с прогибом валов паровых турбин" (или п.3.5 СРД-91);
	- Информационного письма РАО "ЕЭС России" № ИП-03-27-99 "О повреждении ротора турбины Т-110/120-130-5 на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1";
	- Противоаварийного предписания Департамента генеральной инспекции № ПП-04-96 "О нарушении технологии ремонта турбины на Конаковской ГРЭС;
59.	Выполнение требований Циркуляра Ц-05-97(т) "О предупреждении повреждений роторов высокого и среднего давления турбин ТЭС";
60.	Ведение на ТЭС "истории жизни и болезни" каждого ротора турбины, включая резервные. Наличие полного банка данных по роторам всех турбин ТЭС.
XIII. Виброналадка и контроль вибросостояния валопроводов ТА:
61.	Соблюдение и выполнение требований:
	- "Методических указаний по балансировке многоопорных валопроводов турбоагрегатов на электростанциях" (МУ 34-70-162-87);
	- "Методических указаний по динамической балансировке роторов на станке маятникового типа" (РД 34.30.602);
	- "Методических указаний по обследованию строительных конструкций производственных зданий и сооружений тепловых электростанций" (СПО СТЭ 1981), п. 2.9 - Особенности обследования фундаментов турбоагрегатов;
	- "Методических указаний по определению расцентровок валопроводов турбоагрегатов" (РД 34.30.601), ВТИ, 1986 г.;
62.	Осуществление контроля за качеством "спаровки" муфт роторов ТА;
63.	Наличие на ТЭС специалиста, ответственного за контроль вибросостояния ТА и ведения соответствующей документации;
64.	Выполнение требований п. 3.5 МУ 34-70-162-87 по проведению вибрационного исследования ТА перед выводом в ремонт;
65.	Внедрение на ТЭС стационарных систем вибрационного контроля и вибродиагностики ТА;
XIV. Меры по обеспечению надежности рабочих лопаток ТА:
66.	Выполнение требований п. 2.1 СРД-98 (п. 3.1 СРД-91) "Проверка состояния лопаточного аппарата паровых турбин";
67.	Выполнение требований п. 2.2 СРД-98 (п. 3.2 СРД-91) "О предупреждении коррозионных повреждений лопаточного аппарата и дисков конденсационных и теплофикационных турбин на давление свежего пара от 8,8 до 23,5 МПа (от 90 до 240 кгс/см²);
68.	Выполнение требований п. 2.3 СРД-98 (п. 3.3 СРД-91) "Предотвращение повреждений рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин из-за эрозии их выходных кромок";
69.	Наличие на ТЭС и применение "Технологической инструкции по замене лопаток паровых турбин" (СПО СТЭ 1987);
70.	Наличие на ТЭС и применение "Методических указаний по расследованию причин повреждения металла лопаточного аппарата и дисков паровых турбин электростанций" (РД 34.17.424-87).
XV. Контроль и обеспечение качества пусков ТА:
71.	Осуществление всех пусков ТА под руководством начальника турбинного (котлотурбинного) цеха или его заместителя;
72	Осуществление пусков ТА после капитального и среднего ремонта под контролем главного инженера электростанции и с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инспекторов по технической эксплуатации и техники безопасности;
73.	Осуществление пуска ТА, остановленного из-за повышения (изменения) вибрации, только после детального анализа причин и при наличии письменного разрешения главного инженера электростанции, сделанного им собственноручно в оперативном журнале;
74	Наличие на ТЭС действующих тренажеров ТА для осуществления повышения квалификации и натренированности оперативного персонала;
75.	Доведение до персонала всех вахт результатов анализа пусков-остановов ТА с детальной проработкой недостатков, анализом их причин и мерами по недопущению подобных повторений;
XVI. Состояние эксплуатации маслосистем ТА:
76.	Наличие на ТЭС:
	- "Типовой инструкции по эксплуатации маслосистем турбоустановок мощностью 100-800 МВт, работающих на минеральном масле" (РД 34.30.508-93) и соблюдение ее требований;
	- "Инструкции по эксплуатации нефтяных турбинных масел" (РД 34.43.102-96);
	- Информационного письма Департамента стратегии и научно-технической политики от 07.05.98. № 02-1-03-10-437 "О применении турбинных масел";
	- Информационного письма Департамента стратегии и научно-технической политики от 02.04.99 № 02-1-03-10-493 "О качестве турбинных масел, выпускаемых отечественными заводами";
77.	Осуществление гидродинамической очистки маслосистем в период капитальных ремонтов ТА в соответствии с "Инструкцией по очистке маслосистем турбоагрегатов гидродинамическим способом" (СЦНТИ ОРГРЭС, 1973);
78.	Качество турбинного масла в маслосистемах ТА и эффективность применяемых методов очистки;
79.	Выполнение требований п. 2.8 СРД-98 (п. 3.8 СРД-91) "Уменьшение пожарной опасности от воспламенения масла на турбоустановках";
80.	Выполнение п. 2.9 СРД-98 (п. 3.9 СРД-91) "Об оснащении турбоагрегатов энергоблоков мощностью 250 МВт и выше системой предотвращения развития загорания масла";
XVII. Предотвращение коррозии ТА
81.	Обеспечение качества пара в соответствии с требованиями раздела 4.8 ПТЭ
82.	Наличие на ТЭС соответствующих нормативных и методических документов:
	- "Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода" (РД 34.30.507-92);
	- Информационное письмо ОРГРЭС № 1/95 "Выбор способов консервации энергетических котлов и паротурбинных установок тепловых электростанций";
	- "Методические указания по консервации паротурбинного оборудования ТЭС и АЭС подогретым воздухом" (МУ 34-70-078-84);
	- "Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования" (РД 34.20.591-97);
	- Информационного письма РАО "ЕЭС России" ИП-10-27-99 (тп) "О консервации теплоэнергетического оборудования методом динамического осушения воздуха";
	- Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть) СРД-91 (п. 3.2) или СРД-98 (п. 2.2).
83.	Организация выполнения требований документов, перечисленных в п. 82:
	- Издание распорядительных документов, определяющих порядок ввода документов, реализацию рекомендованных ими мероприятий и лиц, ответственных за их исполнение;
	- Ознакомление персонала соответствующих подразделений ТЭС с перечисленными документами;
	- Внесение необходимых дополнений и изменений в производственные и должностные инструкции;
	- Включение в программы спецподготовки и проверки знаний соответствующего персонала.
84.	Наличие на ТЭС местной инструкции по консервации турбин и соблюдение ее требований при остановах ТА на различные сроки.
85.	Реальное осуществление консервации ТА при остановах на различные сроки:
	- выбор способа консервации в зависимости от срока простоя;
	- осуществление влажно-паровой промывки проточной части ТА перед его остановом на срок более 7-ми суток;
	- принятие мер по предотвращению попадания влаги в ТА со стороны действующего оборудования, общестанционных связей или с некачественно дренированных и осушенных участков;
	- осуществление контроля состояния металла в течение всего срока консервации по специально устанавливаемым индикаторам коррозии.
XVIII. Контроль ресурса ТА в соответствии с требованиями "Методических указаний о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса" РД 34.17.440-96:
86.	Издание распорядительного документа, определяющего порядок ввода РД 34.17.440-96;
87.	Ознакомление персонала соответствующих подразделений ТЭС с РД 34.17.440-96;
88.	Наличие мероприятий по реализации рекомендаций РД 34.17.440-96 и степень их исполнения;
89.	Внесение необходимых дополнений и изменений в производственные и должностные инструкции;
90.	Включение РД 34.17.440-96 в программы спецподготовки и проверки знаний персонала.
XIX. Организация работы с персоналом:
91.	Проведение обязательной периодической (раз в 3 - 5 лет) аттестации руководителей и инженерно-технических работников;
92.	Осуществление обучения (предэкзаменационной подготовки) с отрывом от производства при назначении на новую должность (от мастера и выше);
93.	Ежегодное проведение технической учебы и спецподготовки всего оперативного и ремонтного персонала;
94.	Организация обмена опытом с выездом персонала на родственные предприятия;
95.	Организация повышения квалификации соответствующего инженерно-технического и руководящего персонала с отрывом от производства.
XX. Наличие на ТЭС необходимых нормативно-технических и распорядительных документов НТД и РД, порядок доведения их до персонала и ввода в действие:
96.	Наличие на ТЭС и в подразделениях перечня действующих НТД и РД и укомплектованность ими соответствующих подразделений, специалистов и должностных лиц;
97.	Наличие лица, ответственного за контроль, получение и доведение до персонала выходящих НТД и РД;
98.	Наличие порядка ввода в действие новых НТД и РД приказом или распоряжением по ТЭС;
99.	Своевременность внесения в производственные и должностные инструкции требований действующих НТД и РД;
100.	Наличие системы (установленного порядка) контроля за исполнением требований новых НТД и РД.