Параграф 14. Энергетические масла

935. При эксплуатации энергетических масел обеспечиваются:

1) надежная работа технологических систем маслонаполненного оборудования;

2) сохранение эксплуатационных свойств масел;

3) сбор и регенерация отработанных масел в целях повторного применения по прямому назначению.

936. Все энергетические масла отечественного и зарубежного производства (турбинные, электроизоляционные, компрессорные, индустриальные и др.), принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, необходимо иметь:

1) сертификаты качества или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях определения их соответствия требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ);

2) сертификаты качества (паспорта или протоколы испытаний), подтверждающие отсутствие стойких органических загрязнителей полихлордифенилов (ПХД), полихлорбифенилов (ПХБ) на каждую поставляемую партию энергетического масла;

3) паспорта безопасности энергетического масла.

Масла, не отвечающие требованиям стандарта, в соответствии с которым они производятся, применять в оборудовании не допускается.

937. Контроль качества изоляционного масла организуется в соответствии с объемами и нормами испытания электрооборудования.

938. Электрооборудование после капитального ремонта заливается изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло.

В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного и регенерированного масла с кислотным числом не более 0,05 мг гидроксида калия (далее - КОН) на 1 г масла, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс угла диэлектрических потерь (tg) при температуре 90 ⁰С, не более 6 %. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей и воды до норм на свежее сухое масло.

939. Марка свежего трансформаторного масла выбирается в зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При необходимости по согласованию с производителями оборудования допускается смешение свежих трансформаторных масел, соответствующих требованиям «IEC 60296 Жидкости электротехнического назначения. Новые изолирующие минеральные масла для трансформаторов и коммутационной аппаратуры».

940. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кBА заменяются при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также при появлении в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышении значения угла диэлектрических потерь выше эксплуатационной нормы.

Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВА включительно производится во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции. Величина содержания воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, поддерживается на уровне не более 0,5 % массы.

941. Трансформаторное масло необходимо подвергать следующим лабораторным испытаниям:

1) до слива из железнодорожных цистерн - сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше, дополнительно проверяется на стабильность и (tg). Испытание на стабильность и (tg)пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла;

2) масло, слитое в баки масляного хозяйства - сокращенному анализу, находящееся в резерве - сокращенному анализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год).

В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки кислотного числа, реакции водной вытяжки, визуальное определение механических примесей и нерастворенной воды.

942. Баки для сухого масла оборудуются воздухоосушительными фильтрами.

943. На электростанциях постоянно хранится запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1 % всего масла, залитого в оборудование. На электростанциях, имеющих исключительно воздушные малообъемные масляные выключатели, - не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), постоянно хранится запас трансформаторного масла объемом, не менее 2 % залитого в оборудование.

944. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла подвергаются лабораторному испытанию:

1) нефтяное - на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, время деэмульсации, содержание механических примесей и воды;

2) огнестойкое - на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет; содержание механических примесей определяется экспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободный чистый сухой резервуар, проверяется на время деэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства.

Слитое из цистерн масло приводится в состояние, пригодное для заливки в оборудование.

945. Для эксплуатационных турбинных масел в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах обеспечивается соответствие следующим нормам:

1) нефтяное:

кислотное число - не более 0,3 мг КОН на 1 г масла;

обеспечивается отсутствие воды, шлама, механических примесей (определяются визуально);

обеспечивается отсутствие растворенного шлама (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше);

термоокислительная стабильность - для масла Тп-22С (кислотное число - не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка - не более 0,15 %).

К условиям окисления масла относится температура испытания 120±0,5 0С, время - 14 часов, скорость подачи кислорода - 200 см³/мин.

Термоокислительная стабильность масла определяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего периода для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется;

2) огнестойкое синтетическое:

кислотное число - не более 1 мг КОН на 1 г масла;

содержание водорастворимых кислот - не более 0,4 мг КОН на 1 г масла;

массовая доля механических примесей - не более 0,01 %;

изменение вязкости - не более 10 % исходного значения для товарного масла;

содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) - изменение оптической плотности не менее 25 % (определяется при кислотном числе масла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше).

946. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, отправляются заводу-изготовителю для восстановления качества. Эксплуатация огнестойких турбинных масел осуществляется в соответствии с требованиями специальной инструкции.

947. Для эксплуатационного масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, обеспечивается удовлетворение следующим нормам:

1) кислотное число - не выше 0,6 мг КОН на 1 г масла;

2) обеспечивается отсутствие воды, шлама, механических примесей (определяются визуально);

3) массовая доля растворенного шлама - не более 0,01 %.

948. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло периодически подвергается визуальному контролю и сокращенному анализу.

В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды, огнестойкого масла - определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом.

Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки.

949. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

1) масла Тп-22С (ТУ 38.101.821-83) - не позднее, чем через 1 месяц после заливки в масляные системы и далее, в процессе эксплуатации, не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г масла включительно, и не реже 1 раза в 1 месяц при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г масла;

2) огнестойкого масла - не позднее, чем через 1 неделю после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 недели при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;

3) турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов, - не реже 1 раза в 6 месяцев;

4) масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, - не позднее, чем через 1 месяц после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005 %;

5) при массовой доле растворенного шлама более 0,005 % - не реже 1 раза в 6 месяцев. При помутнении масла выполняется внеочередной сокращенный анализ.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля проводится внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло подвергается сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

950. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, проводится 1 раз в сутки.

Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала, проводится 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях - при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц.

951. На электростанциях хранится постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45-дневной потребности, в организациях, эксплуатирующих электрические сети, обеспечивается постоянный запас масла равный (или превышающий) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

Постоянный запас огнестойкого турбинного масла обеспечивается на уровне не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.

952. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки подвергаются визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды.

953. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, устанавливаются нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Обеспечивается соответствие марки смазочного материала, используемого для этих целей, требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов согласуется с предприятием-изготовителем оборудования.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло подвергается визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло необходимо очищать или заменить.

На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, хранится постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

954. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, необходимо осуществлять химическому цеху (химической лаборатории или соответствующему подразделению). Масляное хозяйство организации, эксплуатирующей электрические сети, находится в подчинении службы изоляции и молниезащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя.

На электростанциях обслуживание оборудования для обработки электроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а для обработки турбинных масел - персонал котлотурбинного цеха.

Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций находится в подчинении производственного подразделения, определенного приказом руководителя предприятия.

955. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, заводится журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название завода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве и качестве долитого масла.

956. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла определяются инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

957. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него, осуществляются по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов - с применением цистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла. Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии целиком заполняются маслом.

8. Оперативно-диспетчерское управление

Параграф 1. Задачи и организация управления

958. Системным оператором Казахстана, региональными диспетчерскими подразделениями, региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих и энергопередающих организаций осуществляется круглосуточное диспетчерское управление согласованной работой энергопроизводящих и энергопередающих организаций, задачами которого являются:

1) разработка и ведение режимов работы электростанций, национальных и региональных электрических сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

2) обеспечение устойчивости в ЕЭС;

3) выполнение требований к качеству электрической энергии;

4) обеспечение экономичности работы электрических станций и электрических сетей и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

5) предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии.

959. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической и тепловой сети) необходимо организовать круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:

1) ведение требуемого режима работы;

2) производство переключений, пусков и остановов;

3) локализация аварий и восстановление режима работы;

4) подготовка к производству ремонтных работ.

960. Централизованное диспетчерское управление осуществляется на основе многоуровневой структуры, сформированной следующим образом:

1) национальный диспетчерский центр системного оператора, являющийся высшим уровнем управления в единой системе централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС Казахстана;

2) региональные диспетчерские центры системного оператора - подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана;

3) диспетчерские подразделения региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих организаций, потребителей оптового рынка электрической энергии, подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана, региональным диспетчерским центрам системного оператора.

961. Для каждого диспетчерского уровня устанавливаются две категории управления оборудованием и сооружениями - оперативное управление и оперативное ведение.

В оперативном управлении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся под руководством диспетчера.

Расчет уставок устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики осуществляет диспетчерский центр, в управлении которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.

962. В оперативном ведении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся с разрешения диспетчера.

Уставки устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики согласовываются с диспетчерским центром, в ведении диспетчера которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.

963. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства энергообъектов распределяются по уровням диспетчерского управления.

Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов, составляются с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта, электрической и тепловой сети.

964. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления устанавливаются соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с единой электроэнергетической системы Республики Казахстана.

965. Оперативно-диспетчерское управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

966. На каждом энергообъекте разрабатываются инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления ведутся с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

Параграф 2. Планирование режима работы

967. При планировании режима обеспечиваются:

1) сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических связей;

2) эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

3) надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии;

4) выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.

968. Планирование режима производится на долгосрочные и краткосрочные периоды и осуществляется на основе:

1) данных суточных ведомостей и статистических данных электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана за предыдущие дни и периоды;

2) прогноза нагрузки электростанций, электросетей, ЕЭС Казахстана на планируемый период;

3) результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях, ЕЭС Казахстана, которые производятся 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;

4) данных о вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов;

5) данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

6) данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи.

969. Долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС Казахстана, энергообъекта осуществляется для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, период паводка, отопительный период). Планирование предусматривает:

1) составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;

2) определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии, располагаемой мощности электростанций с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

3) разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;

4) составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

5) разработку схем соединений электростанций, электрических сетей для нормального и ремонтных режимов;

6) расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов в ЕЭС и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

7) расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;

8) расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

9) расчеты технико-экономических характеристик электростанций, электрических сетей для оптимального ведения режима;

10) уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

11) определение потребности в новых устройствах автоматики.

970. Краткосрочное планирование режима ЕЭС Казахстана, электростанций, электрических сетей производится с упреждением от 1 суток до 1 недели. Краткосрочное планирование предусматривает:

1) прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС и электрических сетей;

2) оптимальное распределение нагрузки между ЕЭС, электрическими сетями, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или сальдо-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки ЕЭС, электрической сети, электростанции;

3) решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

971. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС Казахстана, электрических сетей, электростанций, а также графики перетоков мощности выдаются соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта.

Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции утверждаются техническим руководителем этой электростанции.

График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников составляется диспетчерской службой тепловой сети и утверждается главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети.

972. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и другого) электростанций на предстоящий год составляются на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласуются с РДЦ или НДЦ СО Казахстана и утверждаются техническим руководителем организации.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ СО Казахстана.

973. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств системной автоматики и связи утверждаются главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, согласуются с местными исполнительными органами.

974. НДЦ СО Казахстана ежегодно задает РДЦ, а РДЦ - электрическим сетям объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (далее - АЧР) и частотного АПВ (далее - ЧАПВ).

РДЦ с учетом указаний НДЦ СО Казахстана, а изолированно работающим сетям - самостоятельно определяет:

1) объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;

2) уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций (далее - ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты;

3) уставки автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.

Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, утверждается техническим руководителем.

975. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (далее - САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов определяются НДЦ СО Казахстана, РДЦ.

Условия подключения потребителей к САОН согласуются с государственным органом по государственному энергетическому надзору и контролю.

Решение о вводе САОН в работу принимаются НДЦ СО Казахстана.

976. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, измеряется два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: