Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

В соответствии с подпунктом 258) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить прилагаемые Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей.

2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) направление на официальное опубликование настоящего приказа в течение десяти календарных дней после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в периодические печатные издания и в информационно-правовую систему «Әділет»;

3) размещение настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и на интранет-портале государственных органов;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его официального опубликования.

Министр

В. Школьник

Утверждены

приказом Министра энергетики

Республики Казахстан

от 11 февраля 2015 года № 73

Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей (далее - Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 258) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, и определяют порядок организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей энергопроизводящих и энергопередающих организаций.

2. В настоящих Правилах применяются следующие основные понятия:

1) текущий ремонт – ремонт, выполняемый для устранения обнаруженных дефектов, препятствующих нормальной эксплуатации оборудования (установки) и устранение которых невозможно на работающем оборудовании;

2) байпас – обводной теплопровод, применяющийся для транспортировки теплоносителя параллельно запорной и регулирующей арматуре;

3) оборудование – совокупность механизмов, машин, устройств, приборов, объединенных определенной технологической схемой;

4) исправное состояние – состояние оборудования, зданий и (или) сооружений, при котором они соответствуют всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;

5) ремонт – комплекс мероприятий по восстановлению работоспособного состояния и (или) исправного состояния оборудования, зданий и сооружений и восстановлению ресурсов их составных частей;

6) работоспособное состояние – состояние оборудования, зданий и (или) сооружений, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;

7) расширенно-текущий ремонт – ремонт, имеющий отличие от текущего ремонта несколько большим объемом работ, в котором производится ремонт и замена деталей и узлов, которые не смогут нормально работать до очередного капитального ремонта;

8) капитальный ремонт – плановый ремонт, осуществляемый с целью восстановления исправности и ресурса энергетического оборудования или сети путем замены или восстановления любых частей оборудования, включая базовые, проверки и регулировки отремонтированных частей и оборудования в целом, замены или восстановления изношенных конструкций и участков сети или замены их на более прочные и экономичные;

9) техническое обслуживание – комплекс мероприятий или мероприятие по поддержанию работоспособного состояния и (или) исправного состояния оборудования, зданий и сооружений при использовании по назначению, хранении и (или) транспортировке без вывода их в ремонт;

10) останов – плановый или внеплановый вывод из работы генерирующих установок.

3. Настоящие Правила не распространяются на организацию аварийного ремонта оборудования, зданий и сооружений энергопроизводящих и энергопередающих организаций.

4. Энергопроизводящие и энергопередающие организации на постоянной основе обеспечивают исправное состояние оборудования, зданий и сооружений, используемых, соответственно, для производства и (или) передачи электрической и (или) тепловой энергии, путем организации и проведения комплекса работ, который включает в себя:

1) техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей;

2) ремонт оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей.

Глава 2. Порядок организации технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

5. Периодичность и объем технического обслуживания, а также состав работ по техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей устанавливаются энергопроизводящими и энергопередающими организациями самостоятельно с учетом инструкций производителя по эксплуатации и фактических условий эксплуатации.

6. Типовой состав работ по техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей изложен в приложении 1 к настоящим Правилам.

7. Учет работ по техническому обслуживанию осуществляется путем ведения журналов технического обслуживания по видам оборудования, зданиям и сооружениям электростанций, тепловых и электрических сетей. Такие журналы содержат сведения о выполненных работах по техническому обслуживанию и их результатах с приложением подтверждающих документов. Форма журналов устанавливаются энергопроизводящими и энергопередающими организациями.

8. Учет выявленных дефектов осуществляется в отдельном журнале с указанием информации о дате выявления дефекта, дате и способе его рекомендуемого и фактического устранения.

Глава 3. Порядок организации ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

9. Энергопроизводящие и энергопередающие организации осуществляют планирование ремонта своего оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей, которое включает в себя разработку:

1) перспективного плана ремонта оборудования, зданий и сооружений организации на пять лет;

2) годовых графиков ремонта оборудования, зданий и сооружений.

10. Перспективный план ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей разрабатывается по формам согласно приложениям 2 и 3 к настоящим Правилам и в случае необходимости ежегодно корректируется с учетом фактических обстоятельств.

11. Годовой график ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей разрабатывается на основе перспективного плана с учетом технического состояния объектов и устанавливает календарное время вывода в ремонт каждого отдельного объекта, продолжительность ремонта и планируемый объем работ с распределением по исполнителям.

12. Перспективный план и годовой график ремонта оборудования, зданий и сооружений энергопроизводящих организаций разрабатываются с учетом рабочей мощности соответствующей электростанции.

13. При разработке графика ремонта оборудования зданий и сооружений энергопроизводящих организаций необходимо учитывать следующее:

1) суммарная продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонта устанавливается с учетом согласованной рабочей мощности соответствующей электростанции;

2) капитальный ремонт головных установок планируется в сроки, определяемые с учетом их технического состояния и требований завода-изготовителя;

3) гидроагрегаты, включенные в работу при напорах, размер которых ниже расчетных (минимальных) в пределах от пятнадцати до двадцати процентов, рекомендуется выводить в капитальный ремонт через два года после монтажа;

4) ремонт корпусов котлов дубль-блоков планируется с одновременным остановом и пуском обоих корпусов или сдвигом останова и пуска одного из корпусов, определяемого технологией ремонта и условиями эксплуатации;

5) сроки ремонта котлоагрегатов на электростанциях с поперечными связями планируется совмещать со сроками ремонтов турбоагрегатов;

6) капитальный ремонт резервного вспомогательного оборудования планируется в периоды между капитальными ремонтами основного оборудования;

7) капитальный ремонт общестанционного оборудования, отключение которого не ограничивает рабочую мощность электростанций, планируется на периоды между ремонтами основного оборудования;

8) капитальный ремонт, расширенно-текущий ремонт общестанционного оборудования, связанный со снижением рабочей мощности электростанции, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.

14. При необходимости вывода дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанного с ограничением мощности электростанции, энергопроизводящими организациями обеспечиваются переключение основного оборудования на другие сооружения или установка на период ремонта временных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограничение мощности.

15. Вывод в ремонт оборудования энергопроизводящей организации производится по программе, утвержденной энергопроизводящей организацией, которая предусматривает:

1) проведение эксплуатационных испытаний. Испытания проводятся не ранее чем за месяц и не позднее чем за пять календарных дней до вывода оборудования в ремонт. Результаты испытаний заносятся в ведомости основных параметров технического состояния установки по формам согласно приложениям 4-11 к настоящим Правилам;

2) очистку установки снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов, газо- и воздухопроводов, пылепроводов в пределах установки) от пыли, золы и мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов, которая производится после останова оборудования;

3) сработку топлива в бункерах котла при его останове, обдувку поверхностей нагрева, стряхивание электродов электрофильтров и промывку золоуловителей. Зола и шлак из бункеров и леток удаляются на золоотвал;

4) принудительное расхолаживание турбин при останове и при необходимости промывку проточной части под нагрузкой.

16. По результатам ремонта оборудования энергопроизводящей организации заполняются ведомости параметров технического состояния оборудования по формам согласно приложениям 4-11 к настоящим Правилам.

17. При разработке графика ремонта оборудования, зданий и сооружений тепловых сетей учитывается дата начала и окончания отопительного сезона.

18. В графике ремонта предусматривается одновременный ремонт трубопроводов сети и тепловых пунктов, а также ревизия и ремонт головных задвижек и расходомерных устройств на выводах источников теплоты.

19. График ремонта тепловых сетей составляется с учетом проведения ремонтных работ на источниках теплоты.

20. В проектах производства работ на перекладку тепловых сетей на территориях с плодородным слоем почвы предусматриваются срезка этого слоя и использование его для озеленения и последующего восстановления плодородия почвы на данном объекте.

21. При невозможности обеспечить потребителей нормальным теплоснабжением на все время планового ремонта в проектной документации предусматривается строительство байпаса. При выполнении планового ремонта в отопительный период не сооружается байпас меньшим диаметром, чем основной теплопровод.

22. Сооружение байпаса и переключение на него всех потребителей завершаются до вывода участка тепловой сети в плановый ремонт. После окончания планового ремонта тепловой сети байпас демонтируется с приведением территории его прохождения в первоначальный вид.

23. Для планирования и организации работ по ремонту и техническому обслуживанию объекты электросети напряжением от 0,38 до 20 киловольт группируются, исходя из условий эксплуатации, характеристики потребителей, конструктивных особенностей объектов, сроков эксплуатации, применяемой организации работ, состояния подъездов к месту работ. Указанные группы рассматриваются как единые объекты ремонта и технического обслуживания.

В качестве таких объектов принимаются:

1) воздушная линия электропередачи напряжением от 6 до 20 киловольт либо ее участки;

2) группа линий напряжением 0,38 киловольт одного населенного пункта;

3) несколько трансформаторных подстанций 6-20/0,38 киловольт одного населенного пункта;

4) распределительный пункт 6-20 киловольт.

24. Капитальный ремонт производится со следующей периодичностью:

1) воздушных линий электропередачи на железобетонных и металлических опорах - не реже одного раза в десять лет;

2) воздушных линий электропередачи на опорах с деревянными деталями - не реже одного раза в пять лет;

3) трансформаторных подстанций, распределительных пунктов и секционирующих пунктов - не реже одного раза в десять лет.

24-1. При обслуживании электрических сетей энергопередающей организацией обеспечивается проведение испытаний и измерений в электрических сетях, результаты которых заносятся в ведомости основных параметров технического состояния электрических сетей по формам согласно приложениям 12, 13, 14 к настоящим Правилам.

По результатам ремонта электрических сетей энергопередающей организацией заполняются ведомости основных параметров технического состояния электрических сетей по формам согласно приложениям 12, 13, 14 к настоящим Правилам.

25. Для подготовки и проведения работ по ремонту оборудования, зданий и сооружений электрических сетей используются технологические карты, разрабатываемые энергопередающими организациями. В технологических картах предусматриваются технология выполнения работ, состав бригад и квалификация персонала, нормы времени, требования по технике безопасности, перечень защитных средств, материалов, механизмов, инструментов, приспособлений, инвентаря, используемых для выполнения работ.

26. Допускается применение типовых технологических карт, разрабатываемых ассоциациями энергопередающих организаций.

27. Выполнение работ по ремонту воздушных линий электропередачи, связанных с приближением к токоведущим частям, производится с отключением и заземлением обслуживаемой воздушной линии электропередачи.

28. Для сохранения работоспособности воздушных линий электропередачи при производстве ремонта применяются методы работ под напряжением.

29. Плановый ремонт воздушных линий электропередачи, проходящих по землям сельскохозяйственного назначения, проводится по согласованию с землепользователями.

30. Бригады, выполняющие работы на объектах электросетей, оснащаются средствами связи с диспетчерскими пунктами и ремонтно-производственными базами.

Приложение 1

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования,

зданий и сооружений электростанций,

тепловых и электрических сетей

Типовой состав работ по техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

1. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций предусматривает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода его в текущий ремонт, в том числе:

1) обход по графику и осмотр работающего оборудования для контроля состояния и своевременного выявления дефектов;

2) смазка трущихся деталей, замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных фильтров и отстойников, чистка решеток водоочистных сооружений, трубных досок конденсаторов и маслоохладителей, осмотр и проверка механизмов управления, подшипников, приводов арматуры, подтяжка сальников, регулировка обдувочных, дробеструйных, газо- и пневмоимпульсных, ультразвуковых и электроимпульсных аппаратов и другое;

3) обдувка поверхностей нагрева, устранение зашлакований, присосов, пылений, парений, утечек воды, масла, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок, контроль и регулировка средств измерений и автоматического регулирования и другое;

4) наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов и другие работы по поддержанию исправного состояния оборудования, находящегося в эксплуатации;

5) осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.

2. Техническое обслуживание действующего оборудования тепловых сетей предусматривает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке и регулировке, не требующих вывода его в ремонт, в том числе:

1) поддержание в исправном состоянии всего оборудования, строительных и других конструкций тепловых сетей с проведением их своевременного осмотра;

2) обслуживание оборудования тепловых сетей, наблюдение за работой теплопроводов, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств автоматики, электротехнического оборудования, устройств защиты от электрохимической коррозии и других элементов оборудования, своевременное устранение всех замеченных дефектов;

3) устранение излишних потерь тепла путем удаления скапливающейся в каналах и камерах воды, ликвидации проникновения грунтовых и верховых вод в камеры и каналы, своевременное выявление и восстановление разрушенной тепловой изоляции;

4) удаление воздуха из теплопроводов через воздушники, ликвидация присосов воздуха в сети, поддержание необходимого избыточного давления во всех точках сети и системах потребителей;

5) поддержание чистоты в камерах и проходных каналах, недопущение возможности проникновения в них посторонних лиц;

6) принятие мер к предупреждению, локализации и ликвидация неполадок и аварий в сетях;

7) проведение по графику испытаний сетей на гидравлическую плотность, расчетную температуру, тепловые и гидравлические потери, на наличие потенциалов блуждающих токов и тому подобное;

8) осуществление контроля за техническим состоянием тепломеханического оборудования тепловых пунктов и его регулировкой;

9) проведение контроля состояния строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземных прокладках тепловых сетей с применением современных методов диагностирования.

3. При техническом обслуживании воздушных линий электропередачи напряжением 35 киловольт и выше выполняются осмотры, профилактические проверки, измерения, отдельные виды работ по устранению мелких повреждений и неисправностей, в том числе:

1) периодический осмотр воздушных линий электропередачи (далее - ВЛ) в дневное время без подъема на опоры (рекомендуется проводить не реже одного раза в год);

2) периодический верховой осмотр ВЛ в дневное время с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорок (рекомендуется проводить не реже не реже одного раза в десять лет, а для ВЛ со сроком службы более двадцати лет - не реже одного раза в пять лет);

3) периодический выборочный осмотр ВЛ в дневное время (рекомендуется проводить не реже одного раза в год);

4) внеочередной обход после стихийных явлений, автоматического отключения ВЛ от действия релейной защиты, успешного повторного включения ВЛ;

5) периодический выборочный осмотр ВЛ в ночное время;

6) проверка расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов до пересекаемых сооружений, проверка положения опор, проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, выборочная проверка состояния фундаментов опор и болтов опор на оттяжках со вскрытием грунта, проверка антикоррозионного покрытия металлических опор, траверс, подножников, проверка тяжения в оттяжках опор, проверка изоляторов всех типов (визуально);

7) проверка загнивания деталей деревянных опор (рекомендуется проводить первый раз через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее в период, предшествующий ремонту, с заменой древесины);

8) проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями (рекомендуется проводить не реже одного раза в пять лет);

9) проверка электрической прочности фарфоровых изоляторов (рекомендуется проводить первый раз в первом или втором году после ввода ВЛ в эксплуатацию, второй раз в период от шести до десяти лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов);

10) проверка заземляющих устройств опор на опорах всех типов (при осмотрах ВЛ), измерение сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ напряжением 110 киловольт и выше с молниезащитными тросами (после обнаружения следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой), выборочное измерение сопротивления заземляющих устройств опор в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными, оползневыми, плохо проводящими грунтами (рекомендуется проводить не реже одного раза в двенадцать лет);

11) проверка трубчатых разрядников и защитных промежутков (рекомендуется трубчатые разрядники один раз в три года снимать с опор для проверки);

12) вырубка отдельных угрожающих ВЛ деревьев, обрезка сучьев, восстановление знаков и плакатов, замена отдельных элементов ВЛ, выправка отдельных опор, наблюдение за образованием гололеда, охрана ВЛ.

4. При техническом обслуживании воздушных линий электропередачи, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов распределительных сетей напряжением от 0,38 до 20 киловольт выполняются осмотры, проверки, измерения и отдельные виды работ по устранению мелких повреждений и неисправностей, в том числе:

1) осмотр по всей длине ВЛ и трансформаторов электромонтерами (рекомендуется проводить ежегодно), осмотр отдельных участков ВЛ инженерно-техническим персоналом, верховой осмотр, внеочередные осмотры ВЛ (после стихийных явлений, связанные с непредвиденным отключением ВЛ, после успешного повторного включения);

2) проверка степени загнивания деталей деревянных опор в соответствии с нормами, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

3) измерение сопротивления заземления опор на опорах с разрядниками, защитными промежутками и электрооборудованием, заземлителями грозозащиты и повторными заземлителями нулевого провода (рекомендуется - не реже одного раза в шесть лет), выборочно на два процента железобетонных опор от общего числа опор в населенной местности на участках ВЛ с наиболее агрессивными или плохо проводящими грунтами (рекомендуется - не реже одного раза в двенадцать лет);

4) выборочная (два процента опор с заземлителями) проверка заземляющего устройства с вскрытием грунта (рекомендуется - не реже одного раза в двенадцать лет);

5) проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах сближения и пересечения;

6) проверка сопротивления петли «фаза-ноль» при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления;

7) проверка трубчатых разрядников со снятием с опоры (рекомендуется проводить один раз в шесть лет);

8) вырубка отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ, обрезка кроны на отдельных деревьях, удаление забросов на провода, замена отдельных поврежденных элементов ВЛ, замена трубчатых разрядников, восстановление постоянных знаков, плакатов, выполнение мероприятий, связанных с охраной ВЛ;

9) измерение нагрузок и напряжения на трансформаторах и отходящих линиях (рекомендуется проводить один раз в год в период максимальных нагрузок;

10) измерение сопротивления изоляции трансформаторов и испытание повышенным напряжением изоляции распределительного устройства напряжением от 6 до 20 киловольт, испытание трансформаторного масла трансформаторов 630 киловольт ампер и выше, измерение сопротивления заземляющего устройства;

11) замена дефектных элементов, доливка масла в маслонаполненные аппараты, обновление надписей, диспетчерских наименований и знаков безопасности.

5. При техническом обслуживании оборудования подстанции напряжением 35 киловольт и выше выполняются следующие группы работ:

1) осмотр главных трансформаторов (рекомендуется проводить один раз в сутки), ночной осмотр (рекомендуется проводить не реже одного раза в месяц), внеочередной осмотр после непредвиденного отключения оборудования;

2) испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования, опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период;

3) профилактические работы, включая отбор проб масла, доливка масла, замена селикагеля, чистка и обмыв водой загрязненной изоляции оборудования, ошиновка распредустройств, смазка трущихся и вращающихся узлов и элементов.

6. Техническое обслуживание зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса мероприятий по инженерному надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений, их инженерных систем и промплощадки, своевременному устранению отдельных дефектов и выполнению мелких разовых ремонтных работ, в том числе:

1) контроль за соблюдением требований, направленных на сохранение строительных конструкций;

2) обеспечение осмотров и обследований производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам;

3) наблюдение за осадками зданий и сооружений;

4) контроль за соблюдением режима эксплуатации, предусмотренного проектом (вибрационные нагрузки, вентиляция, температурно-влажностный режим и т.д.), контроль за предотвращением перегрузок на кровли, перекрытия;

5) наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;

6) наблюдение за режимом грунтовых вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов;

7) поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных вод;

8) очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;

9) контроль за состоянием антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;

10) выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;

11) выполнение мероприятий по подготовке к зиме, паводку, противообледенению, противопожарных, по охране окружающей среды.

Приложение 2

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Утверждаю

Руководитель организации

_________________________________________________

(дата, подпись, фамилия, имя, отчество (при наличии))

Перспективный план ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, электрических сетей с 20___ года по 20___ год

_____________________________________ (наименование организации)

Год

На­име­но­ва­ние объ­ек­та

Вид ре­мон­та (ка­пи­таль­ный, те­ку­щий, пе­ре­чень ос­нов­ных спе­ци­аль­ных ра­бот, мо­дер­ни­за­ция)

Пла­ни­ру­е­мое вре­мя ре­мон­та

Нор­ма­тив­ная про­дол­жи­тель­ность

Срок служ­бы обо­ру­до­ва­ния

Об­щая сто­и­мость ре­мон­та, ты­сяч тен­ге

Ис­пол­ни­тель ра­бот

Ме­сяц вы­во­да в ре­монт

Про­дол­жи­тель­ность, ка­лен­дар­ные сут­ки

В пла­ни­ру­е­мом ви­де ре­мон­та

В те­ку­щем ре­мон­те в те­че­ние го­да, ка­лен­дар­ные сут­ки

От по­след­не­го ка­пи­таль­но­го ре­мон­та до на­ча­ла пла­ни­руемо­го го­да (час)

С на­ча­ла экс­плу­а­та­ции год (час)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Технический руководитель ______________________________________

«_____»____________ 20_____год

Примечание: к перспективному плану прилагается пояснительная записка, в которой обосновываются необходимость выполнения специальных работ, модернизации, указанных в графе 3, наличие технической и сметной документации, потребность в материальных и трудовых ресурсах.

Приложение 3

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Утверждаю

Руководитель организации

________________________________________________

(дата, подпись, фамилия, имя, отчество (при наличии))

Перспективный план ремонта тепловых сетей с 20__года по 20__год

_________________________________________________________ (наименование организации)

Год ре­мон­та

Экс­плу­а­та­ци­он­ный рай­он

Ад­рес ре­мон­ти­ру­е­мо­го участ­ка теп­ло­вой се­ти

Год вво­да в экс­плу­а­та­цию

Диа­метр тру­бо­про­во­да, мил­ли­метр

Про­тя­жен­ность участ­ка, метр

Пла­ни­ру­е­мое вре­мя ре­мон­та

При­мер­ная сто­и­мость ре­мон­та

Ис­пол­ни­тель

на­ча­ло

окон­ча­ние

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Технический руководитель ______________________________________

«_______» ______________ 20___ год

Приложение 4

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция _________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния паротурбинной установки станции № _____ с турбиной типа (производитель) ______, заводской № _________, год выпуска ________, год пуска в эксплуатацию _________ Паротурбинная установка находилась в ремонте _______________________ (вид ремонта) с «__» ________ _____ года до «___» ___________ ____ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Об­щие па­ра­мет­ры

1)

мак­си­маль­ная при­ве­ден­ная мощ­ность тур­би­ны, МВт

2)

рас­ход па­ра при но­ми­наль­ной мощ­но­сти, т/ч

3)

дав­ле­ние па­ра в кон­троль­ной сту­пе­ни, МПа (кгс/см2)

2.

Виб­ра­ция под­шип­ни­ков (сум­мар­ная), мм/с

1)

под­шип­ник № 1

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

2)

под­шип­ник № 2

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

3)

под­шип­ник № 3

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

4)

под­шип­ник № 4

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

5)

под­шип­ник № 5

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

6)

под­шип­ник № 6

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

7)

под­шип­ник № 7

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

8)

под­шип­ник № 8

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

9)

под­шип­ник № 9

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

10)

под­шип­ник № 10

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

11)

под­шип­ник № 11

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

12)

под­шип­ник № 12

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

13)

под­шип­ник № 13

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

14)

под­шип­ник № 14

Вер­ти­каль­ная

По­пе­реч­ная

Осе­вая

3.

Дав­ле­ние па­ра в кол­лек­то­ре обо­гре­ва шпи­лек ЦВД/ЦСД (или в об­низ­ке флан­це­во­го разъ­ема ЦВД/ЦСД), МПа (кгс/см2)

4.

Дав­ле­ние па­ра за ре­гу­ли­ру­ю­щи­ми кла­па­на­ми, МПа (кгс/см2)

5.

Па­ра­мет­ры си­сте­мы ре­гу­ли­ро­ва­ния

1)

об­щая сте­пень нерав­но­мер­но­сти ча­сто­ты вра­ще­ния, %

2)

сте­пень нечув­стви­тель­но­сти ре­гу­ли­ро­ва­ния ча­сто­ты вра­ще­ния, %

3)

сте­пень нерав­но­мер­но­сти ре­гу­ли­ро­ва­ния дав­ле­ния па­ра в от­бо­ре, %

4)

сте­пень нечув­стви­тель­но­сти ре­гу­ли­ро­ва­ния дав­ле­ния па­ра в от­бо­ре, % или МПа (кгс/см2)

I от­бор

II от­бор

5)

пре­де­лы из­ме­не­ния ча­сто­ты вра­ще­ния ро­то­ра ме­ха­низ­мом управ­ле­ния, верх­ний пре­дел, С-1 (для ре­гу­ля­то­ров с раз­де­ле­ни­ем ха­рак­те­ри­стик не опре­де­лять); ниж­ний пре­дел, С-1 (ниж­ний пре­дел обя­за­те­лен)

6.

По­ка­за­те­ли плот­но­сти кла­па­нов в ре­жи­ме хо­ло­сто­го хо­да

1)

ча­сто­та вра­ще­ния ро­то­ра при за­кры­тых ре­гу­ли­ру­ю­щих кла­па­нах, С-1

7.

Тем­пе­ра­ту­ра баб­би­та вкла­ды­шей опор­ных под­шип­ни­ков, оС

1)

№ 1

2)

№ 2

3)

№ 3

4)

№ 4

5)

№ 5

6)

№ 6

7)

№ 7

8)

№ 8

9)

№ 9

10)

№ 10

11)

№ 11

12)

№ 12

13)

№ 13

14)

№ 14

8.

Мак­си­маль­ная тем­пе­ра­ту­ра ко­ло­док упор­но­го под­шип­ни­ка, оС

9.

Дав­ле­ние мас­ла в си­сте­ме смаз­ки, МПа (кгс/см2)

10.

Па­ра­мет­ры мас­ло­си­сте­мы:

1)

тем­пе­ра­тур­ный на­пор в мас­ло­охла­ди­те­лях, оС

2)

тем­пе­ра­ту­ра мас­ла по­сле мас­ло­охла­ди­те­лей, - оС

11.

Па­ра­мет­ры ва­ку­ум­ной си­сте­мы:

1)

тем­пе­ра­тур­ный на­пор в кон­ден­са­то­ре, оС

2)

гид­рав­ли­че­ское со­про­тив­ле­ние кон­ден­са­то­ра, мм вод. ст.

3)

жест­кость кон­ден­са­та тур­би­ны, мкг-экв/л

4)

со­дер­жа­ние кис­ло­ро­да в кон­ден­са­то­ре по­сле кон­ден­сат­ных на­со­сов, мкг/л

5)

ско­рость па­де­ния ва­ку­у­ма, мм рт. ст/мин

6)

раз­ре­же­ние, со­зда­ва­е­мое эжек­то­ром, мм рт. ст.

12.

Па­ра­мет­ры плот­но­сти об­рат­ных и предо­хра­ни­тель­ных кла­па­нов:

1)

при­рост мощ­но­сти тур­бо­аг­ре­га­та при за­кры­тых об­рат­ных кла­па­нах (для тур­бин с по­пе­реч­ны­ми свя­зя­ми), кВт

2)

при­рост ча­сто­ты вра­ще­ния хо­ло­сто­го хо­да при за­кры­тых об­рат­ных кла­па­нах (для тур­бин энер­го­бло­ков), С-1

3)

дав­ле­ние в ка­ме­ре от­бо­ра при сра­ба­ты­ва­нии предо­хра­ни­тель­ных кла­па­нов, МПа (кгс/см2)

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

МВт – мегаватт

т/ч – тонна/час

МПа – мегапаскаль

кгс/см2 – килограмм сила/сантиметр2

мм/с – миллиметр/секунд

ЦВД/ЦСД – цилиндр высокого давления/цилиндр низкого давления

мм.вод.ст. – миллиметр водного столба

мкг-экв/л – микрограмм-эквивалент/литр

мкг/л – микрограмм/литр

мм рт. ст/мин – миллиметр ртутного столба/минут

кВт – киловатт

Приложение 5

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция _________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния гидротурбинной установки станции № ____ с турбиной типа ________ завод ________ заводской № ________, год выпуска ____________. Номинальная мощность турбины ______ МВт, расчетный напор по мощности _________ м, год выпуска гидротурбинной установки в эксплуатацию ________ Гидротурбинная установка находилась в ____________________ ремонте (вид ремонта) с «___» __________ ________ года до «___» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Но­ми­наль­ной мощ­но­сти (в чис­ли­те­ле) и хо­ло­сто­му хо­ду (в зна­ме­на­те­ле) со­от­вет­ству­ют:

1)

от­кры­тие на­прав­ля­ю­ще­го ап­па­ра­та по шка­ле сер­во­мо­то­ра, мм

2)

угол раз­во­ро­та ло­па­стей ра­бо­че­го ко­ле­са по шка­ле на мас­ло­при­ем­ни­ке, град.

3)

дав­ле­ние в спи­раль­ной ка­ме­ре, МПа (кгс/см2)

2.

Но­ми­наль­ной мощ­но­сти (в чис­ли­те­ле) и хо­ло­сто­му хо­ду (в зна­ме­на­те­ле) со­от­вет­ству­ют:

1)

виб­ра­ция, мм/с

верх­ней кре­сто­ви­ны ге­не­ра­то­ра:

го­ри­зон­таль­ная

вер­ти­каль­ная

ниж­ней кре­сто­ви­ны ге­не­ра­то­ра:

го­ри­зон­таль­ная

вер­ти­каль­ная

крыш­ки тур­би­ны:

го­ри­зон­таль­ная

вер­ти­каль­ная

2)

би­е­ние ва­ла, мм:

у верх­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

у ниж­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

у под­шип­ни­ка тур­би­ны

3.

Мак­си­маль­ное ра­бо­чее дав­ле­ние в кот­ле мас­ло­на­пор­ной уста­нов­ки (МНУ), МПа (кгс/см2)

4.

Дав­ле­ние вклю­че­ния ра­бо­че­го мас­ло­на­со­са (на ко­тел МНУ), МПа (кгс/см2)

5.

Дав­ле­ние вклю­че­ния ре­зерв­но­го мас­ло­на­со­са (на ко­тел МНУ), МПа (кгс/см2)

6.

От­но­ше­ние вре­ме­ни ра­бо­ты на­со­сов на ко­тел МНУ под дав­ле­ни­ем (чис­ли­тель) к вре­ме­ни сто­ян­ки на­со­сов (зна­ме­на­тель) при ра­бо­те гид­ро­тур­би­ны под на­груз­кой

1)

для на­со­са № 1

2)

для на­со­са № 2

7.

Вре­мя от­кры­тия на­прав­ля­ю­ще­го ап­па­ра­та тур­би­ны от 0 до 100 %, с

8.

Вре­мя за­кры­тия на­прав­ля­ю­ще­го ап­па­ра­та тур­би­ны от 100 % до 0, с

9.

Вре­мя пол­но­го раз­во­ро­та ло­па­стей ра­бо­че­го ко­ле­са, с

10.

Ми­ни­маль­ное дав­ле­ние мас­ла в си­сте­ме ре­гу­ли­ро­ва­ния, обес­пе­чи­ва­ю­щее за­кры­тие на­прав­ля­ю­ще­го ап­па­ра­та гид­ро­тур­би­ны без во­ды, МПа (кгс/см2)

11.

Вре­мя от­кры­тия тур­бин­но­го за­тво­ра, с

12.

Вре­мя за­кры­тия тур­бин­но­го за­тво­ра, с

13.

Ча­сто­та вра­ще­ния ро­то­ра гид­ро­тур­би­ны, обо­рот/ми­нут при ко­то­ром:

1)

вы­клю­ча­ет­ся тор­мо­же­ние

2)

сра­ба­ты­ва­ет за­щи­та от раз­го­на

14.

Вре­мя сни­же­ния ча­сто­ты вра­ще­ния ро­то­ра от но­ми­наль­ной ча­сто­ты вра­ще­ния, при ко­то­рой вклю­ча­ет­ся тор­мо­же­ние, с

15.

Вре­мя тор­мо­же­ния, с

16.

Уста­но­вив­ша­я­ся тем­пе­ра­ту­ра при ра­бо­те тур­би­ны с но­ми­наль­ной мощ­но­стью, оС

1)

мас­ла:

в ванне под­пят­ни­ка

в ванне верх­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

в ванне ниж­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

в ванне под­шип­ни­ка тур­би­ны

в слив­ном ба­ке МНУ

на каж­дом сег­мен­те под­пят­ни­ка:

№ 1

№ 2

№ 3

№ 4

№ 5

№ 6

вкла­ды­ша (сег­мен­тов) верх­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

вкла­ды­ша (сег­мен­тов) ниж­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

вкла­ды­ша (сег­мен­тов) под­шип­ни­ка тур­би­ны

2)

охла­жда­ю­щей во­ды до (в чис­ли­те­ле) и по­сле (в зна­ме­на­те­ле):

мас­ло­охла­ди­те­лей верх­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

мас­ло­охла­ди­те­лей ниж­не­го под­шип­ни­ка ге­не­ра­то­ра

мас­ло­охла­ди­те­лей под­шип­ни­ка тур­би­ны

мас­ло­охла­ди­те­лей гид­рав­ли­че­ской си­сте­мы ре­гу­ли­ро­ва­ния

воз­ду­хо­охла­ди­те­лей ге­не­ра­то­ра

об­мот­ки ста­то­ра

воз­ду­ха до (в чис­ли­те­ле) и по­сле (в зна­ме­на­те­ле) воз­ду­хо­охла­ди­те­лей ге­не­ра­то­ра

17.

Из­ме­ре­ния про­из­во­ди­лись при сле­ду­ю­щих усло­ви­ях:

1)

от­мет­ке верх­не­го бье­фа, м

2)

от­мет­ке ниж­не­го бье­фа, м

3)

тем­пе­ра­ту­ре во­ды, про­хо­дя­щей че­рез тур­би­ну, оС

4)

тем­пе­ра­ту­ре воз­ду­ха в шах­те тур­би­ны, оС

5)

тем­пе­ра­ту­ре воз­ду­ха в по­ме­ще­нии уста­нов­ки слив­но­го ба­ка МНУ, оС

Примечание: горизонтальную вибрацию и биение вала следует измерять в двух направлениях.

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

град. - градус

м – метр

МВт – мегаватт

МПа – мегапаскаль

кгс/см2 – килограмм сила/сантиметр2

мм/с – миллиметр/секунд

мм – миллиметр

МНУ – маслонапорная установка

с – секунд

Приложение 6

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция _________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния турбогенератора станции № ____ тип ______, завод (производитель) _______ заводской № ______, год выпуска ______, год пуска в эксплуатацию __________. Номинальная мощность турбины _____ МВт, расчетный напор по мощности _______ м, год выпуска гидротурбинной установки в эксплуатацию _______ Турбогенератор находился в ____________________________ ремонте (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Мощ­ность тур­бо­ге­не­ра­то­ра, МВт

2.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции, МОм:

1)

об­мот­ки ста­то­ра (каж­дая фа­за в от­дель­но­сти от­но­си­тель­но кор­пу­са и двух дру­гих за­зем­ля­е­мых фаз):

в го­ря­чем со­сто­я­нии

в хо­лод­ном со­сто­я­нии

2)

об­мот­ки ро­то­ра

3)

це­пи воз­буж­де­ния ге­не­ра­то­ра и воз­бу­ди­те­ля со всей при­со­еди­нен­ной ап­па­ра­ту­рой

4)

об­мот­ки воз­бу­ди­те­ля и под воз­бу­ди­те­ля (от­но­си­тель­но кор­пу­са и бан­да­жей)

3.

На­грев ак­тив­ных ча­стей (тур­бо­ге­не­ра­то­ра и охла­жда­ю­щей сре­ды.), оС

1)

тем­пе­ра­ту­ра вы­хо­дя­щей охла­жда­ю­щей жид­ко­сти из:

об­мот­ки ста­то­ра

об­мот­ки ро­то­ра

сер­деч­ни­ка ста­то­ра

2)

Тем­пе­ра­ту­ра вы­хо­дя­ще­го охла­жда­ю­ще­го га­за из:

об­мот­ки ста­то­ра

об­мот­ки ро­то­ра

сер­деч­ни­ка ста­то­ра

3)

На­грев:

об­мот­ки ста­то­ра

об­мот­ки ро­то­ра

сер­деч­ни­ка ста­то­ра

4.

Виб­ра­ция, мм/с (мкм)

1)

кон­такт­ных ко­лец:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

2)

кор­пу­са ста­то­ра:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

3)

сер­деч­ни­ка ста­то­ра:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

4)

фун­да­мен­та:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

5)

ло­бо­вых ча­стей об­мот­ки ста­то­ра:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

5.

Утеч­ка во­до­ро­да в со­бран­ном ге­не­ра­то­ре при ра­бо­чем дав­ле­нии, МПа (кгс/см2)

6.

Со­дер­жа­ние во­до­ро­да в кар­те­ре опор­но­го под­шип­ни­ка, %

1)

со сто­ро­ны тур­би­ны

2)

со сто­ро­ны воз­бу­ди­те­ля (или со сто­ро­ны сво­бод­но­го кон­ца ва­ла)

7.

Влаж­ность во­до­ро­да в кор­пу­се:

1)

%

2)

г/м3

Примечание:

1) в пункте 2 ведомости в числителе указывается сопротивление изоляции через 60 секунд после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 секунд;

2) при определении вертикальной и поперечной вибрации корпуса статора (пункт 4) указать раздельно вибрации полюсной и «обратной» частот;

3) вибрация лобовых частей обмотки статора измеряется только при специальных испытаниях.

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

МВт – мегаватт

м – метр

МОм – мегаом

мм/с – миллиметр/секунд

мкм – микрометр

МПа – мегапаскаль

кгс/см2 – килограмм сила/сантиметр2

г/м3 – грамм/метр3

Приложение 7

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция_________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния гидрогенератора станции № ____, тип ______, завод (производитель) _____, заводской № _______, год выпуска _____, год пуска в эксплуатацию ________ Гидрогенератор находился в ___________________________ ремонте (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Мощ­ность гид­ро­ге­не­ра­то­ра, МВт

2.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции, МОм

1)

об­мот­ки ста­то­ра (каж­дая фа­за в от­дель­но­сти от­но­си­тель­но кор­пу­са и двух дру­гих за­зем­лен­ных фаз):

в го­ря­чем со­сто­я­нии

в хо­лод­ном со­сто­я­нии

об­мот­ки ро­то­ра

2)

це­пи воз­буж­де­ния (со всей при­со­еди­нен­ной ап­па­ра­ту­рой):

ге­не­ра­то­ра

воз­бу­ди­те­ля

3)

об­мот­ки ро­то­ра (от­но­си­тель­но кор­пу­са и бан­да­жей):

воз­бу­ди­те­ля

под воз­бу­ди­те­ля

3.

На­грев ак­тив­ных ча­стей гид­ро­ге­не­ра­то­ра и охла­жда­ю­щей сре­ды, оС

1)

об­мо­ток ста­то­ра

2)

об­мо­ток ро­то­ра

3)

сер­деч­ни­ка ста­то­ра

4)

Тем­пе­ра­ту­ра воз­ду­ха, вхо­дя­ще­го из от­бо­ра, оС

тем­пе­ра­ту­ра охла­жда­ю­щей сре­ды, оС

об­мот­ки ста­то­ра

об­мот­ки ро­то­ра

сер­деч­ни­ка ста­то­ра

4.

Виб­ра­ция, мм/с (мкм)

1)

ста­то­ра ге­не­ра­то­ра (по­люс­ная ча­сто­та):

ра­ди­аль­ная

тан­ген­ци­аль­ная

вер­ти­каль­ная

2)

ста­то­ра ге­не­ра­то­ра (обо­рот­ная ча­сто­та):

ра­ди­аль­ная

тан­ген­ци­аль­ная

вер­ти­каль­ная

3)

сер­деч­ни­ка ста­то­ра (по­люс­ная ча­сто­та):

ра­ди­аль­ная

тан­ген­ци­аль­ная

вер­ти­каль­ная

4)

сер­деч­ни­ка ста­то­ра (обо­рот­ная ча­сто­та):

ра­ди­аль­ная

тан­ген­ци­аль­ная

вер­ти­каль­ная

5)

опор­ной кре­сто­ви­ны (у под­пят­ни­ка):

ра­ди­аль­ная

тан­ген­ци­аль­ная

вер­ти­каль­ная

6)

кор­пу­са тур­бин­но­го под­шип­ни­ка:

ра­ди­аль­ная

тан­ген­ци­аль­ная

вер­ти­каль­ная

5.

Би­е­ние ва­ла, мм

1)

у верх­не­го ге­не­ра­тор­но­го под­шип­ни­ка

2)

у кор­пу­са тур­бин­но­го под­шип­ни­ка

3)

кол­лек­то­ра воз­бу­ди­те­ля:

в хо­лод­ном со­сто­я­нии

в го­ря­чем со­сто­я­нии

4)

кон­такт­ных ко­лец:

верх­не­го

ниж­не­го

Примечание:

1) в пункте 2 ведомости в числителе указывается сопротивление изоляции через 60 секунд после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 секунд;

2) замеры вибрации (пункт 4) проводятся при холостом ходе гидрогенератора без возбуждения, холостом ходе с возбуждением и номинальном режиме в горячем состоянии.

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

МОм – мегаом

МВт – мегаватт

мм/с – миллиметр/секунд

мкм – микрометр

Приложение 8

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция_________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния синхронного компенсатора станции № ______, тип _______, завод (производитель) _________, заводской № ____, год выпуска ________, год пуска в эксплуатацию _________ Синхронный компенсатор находился в ремонте _____________________________ (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Мощ­ность син­хрон­но­го ком­пен­са­то­ра, МВА

2.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции, МОм;

1)

об­мот­ки ста­то­ра (каж­дая фа­за в от­дель­но­сти от­но­си­тель­но кор­пу­са и двух дру­гих за­зем­лен­ных фаз):

в го­ря­чем со­сто­я­нии

в хо­лод­ном со­сто­я­нии

це­пи воз­буж­де­ния син­хрон­но­го ком­пен­са­то­ра и воз­бу­ди­те­ля со всей при­со­еди­нен­ной ап­па­ра­ту­рой

3.

На­грев ак­тив­ных ча­стей син­хрон­но­го ком­пен­са­то­ра, оС:

1)

об­мо­ток ста­то­ра

2)

об­мо­ток ро­то­ра

3)

сер­деч­ни­ка ста­то­ра

4.

Виб­ра­ция, мм/с (мкм):

1)

под­шип­ни­ка № 1:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

2)

под­шип­ни­ка № 2:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

3)

под­шип­ни­ка № 3:

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

4)

под­шип­ни­ка № 4

вер­ти­каль­ная

по­пе­реч­ная

осе­вая

5.

Утеч­ка во­до­ро­да в со­бран­ном син­хрон­ном ком­пен­са­то­ре при ра­бо­чем дав­ле­нии, МПа (кгс/см2)

Примечание: в пункте 2 ведомости в числителе указывается сопротивление изоляции через 60 секунд после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 секунд.

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

МВА - мегавольтампер

МОм – мегаом

МПа – мегапаскаль

кгс/см2 – килограмм сила/сантиметр2

мкм – микрометр

мм/с – миллиметр/секунд

Приложение 9

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция_________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния трансформатора станции (подстанция) № ______, заводской № ______, тип ____, завод (производитель) _______, год выпуска _______, год пуска в эксплуатацию ______ Трансформатор находился в ____________________________ ремонте (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Мощ­ность, МВА

2.

На­пря­же­ние, кВ

3.

Груп­па со­еди­не­ния об­мо­ток

4.

По­те­ри хо­ло­сто­го хо­да, кВт

5.

Ток хо­ло­сто­го хо­да, %

6.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции об­мо­ток (R60, МОм) при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра, оС

Вно­сят­ся зна­че­ния, из­ме­рен­ные ме­го­мет­ром на на­пря­же­ние 2500 В

7.

Тан­генс уг­ла ди­элек­три­че­ских по­терь изо­ля­ции об­мо­ток (tg d, %) при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра, оС

1)

__________________

_______

8.

От­но­ше­ние С2/С50 при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра, оС

1)

__________________

9.

Со­про­тив­ле­ние об­мо­ток по­сто­ян­но­му то­ку (R, Ом) на всех от­ветв­ле­ни­ях при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра оС _____________________

Ом

Вно­сят­ся зна­че­ния со­про­тив­ле­ния при но­ми­наль­ном по­ло­же­нии пе­ре­клю­ча­телей. Зна­че­ния на осталь­ных по­ло­же­ни­ях пе­ре­клю­ча­телей ука­зы­ва­ют­ся в про­то­ко­ле ис­пы­та­ний

10.

Ко­эф­фи­ци­ент транс­фор­ма­ции

1)

ВН-СН

2)

ВН-НН

3)

СН-НН

4)

всех фаз

11.

Со­про­тив­ле­ние меж­ли­сто­вой изо­ля­ции маг­ни­то­про­во­да по­сто­ян­но­му то­ку, Ом

12.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции, Ом

1)

яр­мо­вых ба­лок

Из­ме­ре­ние со­про­тив­ле­ния изо­ля­ции мо­жет быть за­ме­не­но ис­пы­та­ни­ем при­ло­жен­ным на­пря­же­ни­ем 1000 В пе­ре­мен­но­го то­ка 50 Гц

2)

прес­су­ю­щих ко­лец

3)

стяж­ных шпи­лек (бан­да­жей) яр­ма

4)

маг­ни­то­про­во­да

13.

Вла­го­со­дер­жа­ние твер­дой изо­ля­ции об­мо­рок, % (при на­ли­чии об­раз­цов)

Со­глас­но дан­ным ру­ко­вод­ства по ка­пи­таль­но­му ре­мон­ту транс­фор­ма­то­ров на­пря­же­ни­ем 110-750 кВ мощ­но­стью 80 МВА и бо­лее

14.

Из­ме­ре­ние от­но­ше­ния D С/С

15.

Со­кра­щен­ный фи­зи­ко-хи­ми­че­ский ана­лиз мас­ла из ба­ка транс­фор­ма­то­ра и устрой­ства ре­гу­ля­то­ра под на­груз­кой (при на­ли­чии)

В чис­ли­те­ле ука­зы­ва­ют­ся дан­ные ана­ли­за мас­ла из ба­ка транс­фор­ма­то­ра, в зна­ме­на­те­ле из устрой­ства ре­гу­ля­тор под на­груз­кой с ука­за­ни­ем да­ты от­бо­ра про­бы и тем­пе­ра­ту­ры мас­ла при от­бо­ре

1)

вла­го­со­дер­жа­ние, %

2)

на­ли­чие ме­ха­ни­че­ских при­ме­сей (г/т)

3)

на­ли­чие во­до­рас­тво­ри­мых кис­лот и ще­ло­чей

4)

кис­лот­ное чис­ло, мгКОН/г мас­ла, не бо­лее

5)

тем­пе­ра­ту­ра вспыш­ки па­ров, оС

6)

элек­три­че­ская проч­ность, кВ

7)

tg

при тем­пе­ра­ту­ре 20оС, %

8)

tg

при тем­пе­ра­ту­ре 70оС, %

9)

tg

при тем­пе­ра­ту­ре 90оС, %

10)

га­зо­со­дер­жа­ние, % объ­е­ма

11)

хро­ма­то­гра­фи­че­ский ана­лиз га­зов в мас­ле

Заливка маслом проводилась _________________ _________________________________ (метод заливки, вакуум) (продолжительность заливки) Продолжительность отстоя масла до испытания ____________________________ Продолжительность соприкосновения активной части с окружающим воздухом, ________ часов, температура активной части, измеренная на верхнем ярме магнитопровода, в начальный период соприкосновения с воздухом, оС ________, в конце оС ________. Ремонт производился в условиях _______________________________________ (завода, энергопредприятия) Метод нагрева ____________, продолжительность,__________ часов

Примечание:

1) образцы твердой изоляции (пункт 13 ведомости) отобрать в начале вскрытия и перед заливкой активной части маслом;

2) характеристики изоляции по пункту 15 ведомости определяют при температуре не ниже 10оС у трансформаторов мощностью до 80 MBА, напряжением до 150 кВ, для остальных трансформаторов – при температуре не менее нижнего значения, указанного в заводском протоколе испытаний.

Результаты испытаний, измерений маслонаполненных вводов (испытания и измерения проводятся в соответствии с действующими нормативными актами)

На­име­но­ва­ние

По­ка­за­те­ли

Ней­трал

При­ме­ча­ние

ВН

СН

А

В

С

А

В

С

1.

Но­мер вво­да

2.

Ис­пы­та­тель­ное на­пря­же­ние, кВ

3.

Про­дол­жи­тель­ность ис­пы­та­ния, час

4.

При тем­пе­ра­ту­ре, оС

5.

При тем­пе­ра­ту­ре, оС

6.

Ем­кость, пФ.

Дан­ные при­во­дят­ся в чис­ли­те­ле - по­сле ре­мон­та, в зна­ме­на­те­ле - до ре­мон­та

7.

Мас­ло в вво­дах

8.

На­ли­чие ме­ха­ни­че­ских при­ме­сей

9.

Вла­го­со­дер­жа­ние, %

10.

На­ли­чие во­до­рас­тво­ри­мых кис­лот и ще­ло­чей

11.

Тем­пе­ра­ту­ра вспыш­ки в за­кры­том тиг­ле, оС, не ни­же

12.

Кис­лот­ное чис­ло, мгКОН/г мас­ла, не бо­лее

13.

Элек­три­че­ская проч­ность изо­ля­ции, кВ

14.

при тем­пе­ра­ту­ре 20оС

15.

при тем­пе­ра­ту­ре 70оС

16.

при тем­пе­ра­ту­ре 90оС

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

МВА – мегавольтампер

кВ – киловольт

кВт – киловатт

МОм – мегаом

Гц – герц

В – вольт

г/т – грамм/тонна

мгКОН/г – миллиграмм КалийОН/грамм

пФ – пикофарад

Приложение 10

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция _________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния золоулавливающей установки № ______, тип _____, завод (производитель)______________, заводской № _____, год выпуска _____, год пуска в эксплуатацию _______ Золоулавливающая установка установлена за котлом ______ типа ________, станции № ____ и находилась в _______________________________ ремонте (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Тем­пе­ра­ту­ра га­зов, по­сту­па­ю­щих на очист­ку, оС

2.

Тем­пе­ра­ту­ра га­зов за зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­кой, оС

3.

Со­дер­жа­ние го­рю­чих в уно­се, %

4.

Рас­ход твер­до­го топ­ли­ва, т/ч

5.

Из­бы­ток воз­ду­ха пе­ред зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­кой

6.

Из­бы­ток воз­ду­ха по­сле зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­ки

7.

При­со­сы воз­ду­ха в зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­ке, %

8.

Объ­ем ды­мо­вых га­зов, по­сту­па­ю­щих на очист­ку при нор­маль­ных усло­ви­ях, м3/ч

9.

Со­про­тив­ле­ние зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­ки, МПа (кгс/см2)

10. 

Рас­ход во­ды на оро­ше­ние зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­ки, т/ч

11.

Удель­ный рас­ход во­ды на оро­ше­ние труб Вен­ту­ри, т/ч

12.

Ко­ли­че­ство зо­лы, ухо­дя­щей с ды­мо­вы­ми га­за­ми в ат­мо­сфе­ру, т/ч

13.

Удель­ный рас­ход элек­тро­энер­гии на очист­ку 1000 м3 га­за, кВт/ч

14.

Ско­рость ды­мо­вых га­зов в элек­тро­филь­тре: гор­ло­вине тру­бы Вен­ту­ри, м/с

15

Сте­пень очист­ки ды­мо­вых га­зов, %

16.

За­дым­лен­ность ды­мо­вых га­зов при нор­маль­ных усло­ви­ях:

1)

пе­ред зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­кой, г/м3

2)

по­сле зо­ло­улав­ли­ва­ю­щей уста­нов­ки, г/м3

17.

Вольт­ам­пер­ные ха­рак­те­ри­сти­ки элек­тро­филь­тров:

1)

на воз­ду­хе,

кВ

мА

2)

на ды­мо­вых га­зах,

кВ

мА

18.

Со­дер­жа­ние вла­ги в ухо­дя­щих га­зах за эмуль­га­то­ром, %

Примечание: при наличии нескольких параллельно работающих золоулавливающих аппаратов показатели указывать для каждого аппарата и средний показатель на установку в целом.

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

т/ч – тонна/час

м3/ч – метр3/час

кгс/см2 – килограмм сила/сантиметр2

кВт/час – киловатт/час

м/с – метр/секунд

г/м3 – грамм/метр3

кВ – киловольт

мА – миллиампер

Приложение 11

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электростанция _________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния котельной установки, станции № ________, с паровым котлом типа ________, завод ________, заводской № _____, год выпуска ________, год пуска в эксплуатацию _______ Котельная установка находилась в _____________________________ (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­метр тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ны дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Па­ро­про­из­во­ди­тель­ность, т/ч

2.

Дав­ле­ние пе­ре­гре­то­го па­ра, МПа (кгс/см2)

3.

Тем­пе­ра­ту­ра пе­ре­гре­то­го па­ра, оС

4.

Дав­ле­ние па­ра на вы­хо­де из про­ме­жу­точ­но­го пе­ре­гре­ва­те­ля, МПа (кгс/см2)

5.

Тем­пе­ра­ту­ра па­ра на вы­хо­де из про­ме­жу­точ­но­го пе­ре­гре­ва­те­ля, оС

5.

Тем­пе­ра­ту­ра пи­та­тель­ной во­ды до эко­но­май­зе­ра, оС

7.

Тем­пе­ра­ту­ра пи­та­тель­ной во­ды за эко­но­май­зе­ром, оС

8.

Тем­пе­ра­ту­ра воз­ду­ха до воз­ду­хо­по­до­гре­ва­те­ля, оС

9.

Тем­пе­ра­ту­ра воз­ду­ха за воз­ду­хо­по­до­гре­ва­те­лем, оС

10.

Тем­пе­ра­ту­ра ухо­дя­щих га­зов за воз­ду­хо­по­до­гре­ва­те­лем, оС

11.

Га­зо­вое со­про­тив­ле­ние воз­ду­хо­по­до­гре­ва­те­ля, мм вод. ст.

12.

Об­щее со­про­тив­ле­ние га­зо­во­го трак­та, мм вод. ст.

13.

Об­щее со­про­тив­ле­ние воз­душ­но­го трак­та, мм вод. ст.

14.

Ко­эф­фи­ци­ент из­быт­ка воз­ду­ха:

1)

за кот­лом

2)

за воз­ду­хо­по­до­гре­ва­те­лем

3)

за ды­мо­со­сом

15.

При­со­сы воз­ду­ха в топ­ку, %

16.

По­те­ри теп­ла с ухо­дя­щи­ми га­за­ми, %

17.

Ко­эф­фи­ци­ент по­лез­но­го дей­ствия ко­тель­ной уста­нов­ки, брут­то, %

18.

Рас­ход элек­тро­энер­гии на соб­ствен­ные нуж­ды, кВт ч/т па­ра

19.

Рас­ход элек­тро­энер­гии на тя­гу и ду­тье, кВт ч/т па­ра

20.

Рас­ход элек­тро­энер­гии на по­мол топ­ли­ва, кВт ч/т топ­ли­ва

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

т/ч – тонна/час

МПа – мегапаскаль

кгс/см2 – килограмм сила/сантиметр2

мм. вод. ст. – миллиметр водного столба

кВт ч/т – киловатт час/тонна

Приложение 12

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электрические сети_________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния трансформатора станции (подстанция) ____________ № ______, заводской № ______, тип ____, завод (производитель) _______, год выпуска _______, год ввода эксплуатацию ______ Трансформатор находился в _____________________ ремонте (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­мет­ры тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

До ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

По­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

По­те­ри хо­ло­сто­го хо­да, кВт

2.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции об­мо­ток (R60, МОм) при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра, оС

Вно­сят­ся зна­че­ния, из­ме­рен­ные ме­го­мет­ром на на­пря­же­ние 2500 В

3.

Тан­генс уг­ла ди­элек­три­че­ских по­терь изо­ля­ции об­мо­ток (tg , %) при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра, оС

__________________

4.

От­но­ше­ние С2/С50 при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра, оС

__________________

5.

Со­про­тив­ле­ние об­мо­ток по­сто­ян­но­му то­ку (R, Ом) при тем­пе­ра­ту­ре об­мот­ки транс­фор­ма­то­ра оС __________________

Ом

Вно­сят­ся зна­че­ния со­про­тив­ле­ния при но­ми­наль­ном по­ло­же­нии пе­ре­клю­ча­те­лей. Зна­че­ния на осталь­ных по­ло­же­ни­ях пе­ре­клю­ча­те­лей ука­зы­ва­ют­ся в про­то­ко­ле ис­пы­та­ний

6.

Ко­эф­фи­ци­ент транс­фор­ма­ции

1)

ВН-СН

2)

ВН-НН

3)

СН-НН

7.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции, Ом

1)

яр­мо­вых ба­лок

Из­ме­ре­ние со­про­тив­ле­ния изо­ля­ции мо­жет быть за­ме­не­но ис­пы­та­ни­ем при­ло­жен­ным на­пря­же­ни­ем 1000 В пе­ре­мен­но­го то­ка 50 Гц

2)

прес­су­ю­щих ко­лец

3)

стяж­ных шпи­лек (бан­да­жей) яр­ма

4)

маг­ни­то­про­во­да

8.

Со­кра­щен­ный фи­зи­ко-хи­ми­че­ский ана­лиз мас­ла из ба­ка транс­фор­ма­то­ра и устрой­ства ре­гу­ля­то­ра под на­груз­кой (при на­ли­чии)

В чис­ли­те­ле ука­зы­ва­ют­ся дан­ные ана­ли­за мас­ла из ба­ка транс­фор­ма­то­ра, в зна­ме­на­те­ле из устрой­ства ре­гу­ля­тор под на­груз­кой с ука­за­ни­ем да­ты от­бо­ра про­бы и тем­пе­ра­ту­ры мас­ла при от­бо­ре

1)

влагосодержание, %

2)

наличие механических примесей (г/т)

3)

наличие водорастворимых кислот и щелочей

4)

кислотное число, мгКОН/г масла, не более

5)

температура вспышки паров, оС

6)

электрическая прочность, кВ

7)

tg

при температуре 20 оС, %

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

кВт – киловатт

МОм – мегаом

В – вольт

Гц - герц

г/т – грамм/тонна

мгКОН/г – миллиграмм Калий ОН/грамм

кВ – киловольт

Приложение 13

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электрические сети______________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния воздушных линий электропередач на: _____________________________________________________ (указывается диспетчерское наименование участка линии) год ввода в эксплуатацию ______линия находилась в

____________________ ремонте (вид ремонта) с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­мет­ры тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

по­сле ка­пи­таль­но­го ре­мон­та

1.

Но­ми­наль­ное на­пря­же­ние, кВ

2.

Экс­плу­а­та­ци­он­ное на­пря­же­ние, кВ

3.

Про­тя­жен­ность, км

4.

Мар­ка и се­че­ние про­во­да

5.

Ко­ли­че­ство про­во­дов в фа­зе

6.

Ко­ли­че­ство це­пей

7.

Ко­ли­че­ство опор

8.

На­ли­чие схе­мы плав­ки го­ло­ле­да

9.

Со­про­тив­ле­ние изо­ля­ции

10.

Из­ме­ре­ние со­про­тив­ле­ния за­зем­ле­ния и за­зем­ля­ю­щих устройств

11.

Из­ме­ре­ние па­де­ния на­пря­же­ния

12.

Из­ме­ре­ние па­де­ния со­про­тив­ле­ния

13.

Ис­пы­та­ние изо­ля­то­ров по­вы­шен­ным на­пря­же­ни­ем про­мыш­лен­ной ча­сто­ты

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

кВ – киловольт

км – километр

Приложение 14

к Правилам организации технического

обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Форма

Электрические сети_____________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния кабельных линий электропередач на: _____________________________________________________ (указывается диспетчерское наименование участка линии) год ввода в эксплуатацию ______ линия находилась в ремонте с «____» __________ ________ года до «____» __________ ________ года

Па­ра­мет­ры тех­ни­че­ско­го со­сто­я­ния

За­вод­ские, про­ект­ные или нор­ма­тив­ные дан­ные

Дан­ные экс­плу­а­та­ци­он­ных ис­пы­та­ний или из­ме­не­ний

При­ме­ча­ние

до ре­мон­та

по­сле ре­мон­та

1.

Но­ми­наль­ное на­пря­же­ние, кВ

2.

Экс­плу­а­та­ци­он­ное на­пря­же­ние, кВ

3.

Про­тя­жен­ность, км

4.

Мар­ка ка­бе­ля

5.

Се­че­ние жи­лы

6.

Спо­соб про­клад­ки

7.

Глу­би­на про­клад­ки

8.

Ко­ли­че­ство со­еди­ни­тель­ных муфт

9.

До­пу­сти­мая на­груз­ка

10.

Из­ме­ре­ние со­про­тив­ле­ния изо­ля­ции

11.

Ис­пы­та­ние по­вы­шен­ным на­пря­же­ни­ем вы­прям­лен­но­го то­ка

12.

Ис­пы­та­ние по­вы­шен­ным на­пря­же­ни­ем про­мыш­лен­ной ча­сто­ты

13.

Опре­де­ле­ние ак­тив­но­го со­про­тив­ле­ния жил

14.

Опре­де­ле­ние элек­три­че­ской ра­бо­чей ем­ко­сти жил

15.

Из­ме­ре­ние рас­пре­де­ле­ния то­ка по од­но­жиль­ным ка­бе­лям

16.

Про­вер­ка за­щи­ты от блуж­да­ю­щих то­ков

17.

Ис­пы­та­ние на на­ли­чие нерас­тво­рен­но­го воз­ду­ха (про­пи­точ­ное ис­пы­та­ние)

18.

Ис­пы­та­ние под­пи­ты­ва­ю­щих аг­ре­га­тов и ав­то­ма­ти­че­ско­го по­до­гре­ва кон­це­вых муфт

19.

Кон­троль со­сто­я­ния ан­ти­кор­ро­зий­но­го по­кры­тия

20.

Опре­де­ле­ние ха­рак­те­ри­стик мас­ла и изо­ля­ци­он­ной жид­ко­сти

21.

Из­ме­ре­ние со­про­тив­ле­ния за­зем­ле­ния

________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), подпись, дата).

Примечание:

кВ – киловольт

км – километр