О внесении изменений и дополнений в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73 "Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей"

О внесении изменений и дополнений в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73 «Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей»

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73 «Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10451, опубликован 3 апреля 2015 года в информационно-правовой системе «Әділет») следующие изменения и дополнения:

в Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей, утвержденных указанным приказом:

дополнить пунктом 24-1 следующего содержания:

«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.»;

приложения 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 изложить в новой редакции согласно приложениям 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 к настоящему приказу;

дополнить приложениями 12, 13, 14 согласно приложениям 11, 12, 13 к настоящему приказу.

2. Комитету атомного и энергетического надзора и контроля Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

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

2) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения «Республиканский центр правовой информации» Министерства юстиции Республики Казахстан для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

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 1), 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 первого официального опубликования.

Министр энергетики Республики Казахстан

К. Бозумбаев

Приложение 1

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 2

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 3

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 4

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 5

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 6

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 7

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 8

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 9

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 10

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 11

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 12

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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 13

к приказу Министра энергетики

Республики Казахстан

от 7 марта 2019 года № 77

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