Профилактическое испытание изоляции кабельных линий является организационно-техническим мероприятием, позволяющим выявить возникшие в процессе монтажа или эксплуатации городских кабельных линий дефекты в кабелях и муфтах с целью своевременного устранения этих дефектов, а следовательно, предотвращения аварий и недоотпуска электроэнергии потребителям.
Профилактические испытания кабельных линий городских электрических сетей осуществляют повышенными напряжениями постоянного тока, нормируемые величины которого приведены в табл. 1. Периодичность испытаний кабелей приведена в табл. 2, а профилактические измерения — в табл. 3
Таблица 1. Величины испытательных напряжений постоянного тока при испытании кабелей напряжением 3—10 кВ
| UНомкабельной линии кВ | UИСП, кВ | Продолжительность приложения испытательного напряжения, мин | ||
| после прокладки | при эксплуатации | после прокладки | при эксплуатации | |
Таблица 2. Периодичность профилактических испытаний кабельных линий городских электрических сетей
| Характеристика кабельной линии | Периодичность профилактических испытаний |
| Кабельные линии напряжением 3,6 и 10 кВ, работающие в нормальных режимах | Не реже 1 раза в 1 год |
| Кабельные линии, проложенные в туннелях, коллекторах, зданиях подстанций, не подверженные коррозии и механическим повреждениям и не имеющие соединительных муфт, а также концевых муфт устаревших конструкций, установленных на открытом воздухе | Не реже 1 раза в 3 года |
| Кабельные линии, работающие в тяжелых условиях, а также дефектные линии | Устанавливается главным инженером городской электрической сети |
| Кабельные линии городских электрических сетей, проложенные в земле и работающие в течение 5 лет и более без электрических пробоев в условиях эксплуатации и профилактических испытаниях | Устанавливается главным инженером городской электросети с учетом местных условий, но не реже 1 раза в 3 года |
Таблица 3. Профилактические измерений в кабельных линиях
| Вид измерения | Контролируемые параметры | Примечание |
| Измерение блуждающих токов | Потенциалы и токи на оболочках кабелей в контрольных точках | Опасными считают токи на участках линий в анодных и знакопеременных зонах, если токи утечки в землю больше 0,15 мА/дм2 |
| Определение химической коррозии | Коррозионная активность грунтов и естественных вод | Оценку производят при повреждении кабелей коррозией и отсутствии сведений о коррозионных условиях трассы |
| Измерение токовых нагрузок и напряжений | Ток и напряжение | Измерения производят 2 раза в год, в том числе 1 раз в период максимума |
| Контроль нагрева кабелей на участках трассы, где имеется опасность их перегрева | Температура | Измерения производят по местным инструкциям |
| Испытание кабелей на напряжение 3— 6 кВ с резиновой изоляцией | _ | Не реже 1 раза в год |
Междуфазную изоляцию кабельных линий испытывают по двухполярной схеме при которой напряжение между жилами вдвое превышает напряжение жил по отношению к оболочке (земле).
При необходимости выявления дефектов изоляции (недостаточная толщина изоляции, наличие трещин, разрывы бумажных лент и др.) без нарушения герметичности оболочки, не поддающейся выявлению при испытаниях повышенным напряжением, применяют метод испытания постоянно-переменным током, при котором отключенную кабельную линию испытывают постоянным током с одновременным наложением небольшой переменной слагающей подаваемой от отдельного трансформатора.
Мощность трансформатора подбирают в зависимости от протяженности и напряжения испытуемой кабельной линии, включающейся через разделяющий конденсатор Ср, емкость которого должна примерно соответствовать емкости испытуемого кабеля. Для испытаний кабельных линий городских электрических сетей применяют передвижную испытательно-прожигательную установку.
Для измерения блуждающих токов применяют универсальный коррозийно-измерительный прибор. По данным измерений определяют средние значения потенциалов и токов. Опасным значением плотности стекающего тока считается 0,15 мА/дм2 и более.
Схема измерений потенциалов на оболочках кабелей и плотности стекающих с них блуждающих токов: 1 -кабель; 2 - электрод.
При измерении потенциалов оболочек кабеля по отношению к земле во избежание появления погрешностей от возможности появления гальванических пар заземляющий электрод выполняют из того же металла, что и оболочку кабеля (свинец, алюминий), на котором измеряют блуждающие токи. Обычно в качестве электрода используют кусок кабеля длиной 300 - 500 мм.
При измерении плотности тока вместо милливольтметра включают миллиамперметр. Измерив весь ток, стекающий с электрода в землю Iзэ, и зная размер поверхности электрода S, определяют удельную плотность тока, стекающего в землю, Iуд: Iуд = Iзэ / S
Сквозной ток, протекающий вдоль оболочки кабеля Iск, желательно измерять компенсационным методом. От постороннего источника по оболочке кабеля пропускают ток обратного направления, который компенсирует блуждающий ток, проходящий вдоль оболочки. В момент полной компенсации показание милливольтметра равно нулю, а ток, пропускаемый от постороннего источника Iп, равен сквозному току, протекающему вдоль оболочки кабеля
Iск = Iп.
Существующими правилами технической эксплуатации предписано измерять блуждающие токи не менее двух раз в первый год эксплуатации кабельной линии. Периодичность измерений в последующие годы устанавливают на основании результатов первых измерений и анализа коррозионных зон.
2. Ремонтные подразделения. Организация ремонта электроустановок. Централизованные и ремонтные предприятия.
Правила устанавливают основные положения и порядок организации технического обслуживания и ремонта оборудования тепловых и гидравлических электростанций, тепловых в электрических сетей, зданий и сооружений электростанций и сетей, планирования и финансирования ремонтных работ, подготовки к ремонту, производства ремонтных работ, приемки из ремонта, оценки качества отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и выполнения ремонтных работ.
Правила предназначены для организаций и предприятий электроэнергетики, осуществляющих планирование ремонта, организации и производство ремонтных работ, разработку технической документации на ремонт оборудования, зданий и сооружений.
Правила разработаны на основе действующих Правил технической эксплуатации электростанция и сетей (ПТЭ) с учетом передового опыта в области ремонта и стоящих перед энергетикой задач.
Все действующие в электроэнергетике нормативно-технические и организационно-методические документы по техническому обслуживании и ремонту оборудования зданий и сооружений должны быть приведены в соответствие с настоящими Правилами.
Основные термины и их определения, используемые в Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования зданий и сооружений электростанций и сетей*), приведены в приложении 1.
в дальнейшем тексте - Правила
1.Структура организации технического обслуживания и ремонта
1.1. Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, тепловой автоматики и средств измерений, производственных зданий и технологических сооружений возлагается на тепловые и гидравлические электростанции, тепловые и электрические сети*).
В дальнейшем тексте именуются: технологическое оборудование, тепловая автоматика и средства измерения - оборудованием; производственные здания и технологические сооружения - зданиями и сооружениями; тепловые и гидравлические электростанции - электростанциями; тепловые и электрические сети - сетями; электростанции и предприятия сетей - энергопредприятиями; ремонтные предприятия энергообъединений и специализированные ремонтные предприятия - ремонтными предприятиями; дочерние акционерные общества (ДАО) и их филиалы и региональное акционерные общества РАО «ЕЭС России» - энергосистемами.
1.2. Структура организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений должна рационально сочетать укрепление собственного ремонтного персонала энергопредприятий с развитием экономически обоснованного централизованного ремонта на уровне энергосистемы, региона и отрасли с привлечением других организаций независимо от их статуса и формы собственности.
1.3. Выбор организационной структуры ремонта осуществляется непосредственно энергопредприятием с учетом сложившихся условий и перспективы развития энергосистемы и региона.
1.4. Ремонтные, монтажные, строительные научно-исследовательские, проектные, конструкторско-технологические и другие предприятия и организации, не входящие в энергосистемы, строят хозрасчетные отношения с энергопредприятиями (энергосистемами) на договорных условиях с учетом первоочередного и полного удовлетворения их заявок на выполнение соответствующих работ и услуг по техническому обслуживанию и ремонту.
1.5. Координирующими органами в области сбалансированного развития электроэнергетики являются функциональные подразделения Министерства топлива и энергетики Российской Федерации*) и РАО «ЕЭС России».
1.6. Энергопредприятия несут ответственность за техническое состояние оборудования, зданий и сооружений, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленных показателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ, своевременное обеспечение запланированных объемов ремонтных работ запасными частями и материалами, а также за качество отремонтированных оборудования, зданий и сооружений, за сроки и качество выполненных ремонтных работ.
Основные направления деятельности энергопредприятий в обеспечении технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений указаны в приложении 3.
1.7. Организационные структуры управления техническим обслуживанием и ремонтом энергопредприятий должны предусматривать разделение функций и исполнителей путем организации соответствующих подразделения по организационно-технической подготовке и производству ремонта:
отдела (группы) подготовки ремонта, численность которого определяется энергопредприятием;
цехов централизованного ремонта и ремонтного персонала других цехов.
1.8. Энергопредприятия, привлекающие к ремонту оборудования зданий и сооружений предприятия и организации, строят свои отношения с ними в соответствии с договором и с учетом «Положения о взаимоотношениях энергопредприятий и предприятий и организаций Министерства по ремонту и наладке оборудования энергопредприятий
2. Техническое обслуживание и ремонт оборудования электростанций
2.1. Общие положения
Техническое обслуживание и ремонт предусматривает выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.
Комплекс проводимых работ, в частности, включает:
техническое обслуживание оборудования;
накопление и изучение опыта эксплуатации и ремонта, установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов;
внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом с применением вычислительной техники;
внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и прогрессивной технологии;
широкое внедрение специализации ремонтных работ;
контроль качества выполняемых работ и процесса ремонта и контроль качества отремонтированного оборудования;
своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;
анализ параметров технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.
2.2. Техническое обслуживание оборудования
2.2.1. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций предусматривает выполнение комплекса операций по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода его в текущий ремонт, в том числе:
обход по графику и осмотр работающего оборудования для контроля состояния и своевременного выявления дефектов;
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 др.;
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 др.;
наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов и другие работы по поддержанию исправного состояния оборудования, находящегося в эксплуатации;
осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве, с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.
2.2.2. Периодичность и объем технического обслуживания оборудования и запасных частей, находящихся на хранении на электростанциях, в том числе централизованного запаса устанавливается электростанциями в соответствии с инструкциями по хранению и консервации оборудования и запасных частей.
2.2.3. На каждой электростанции:
устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения дня каждого вида оборудования с учетом требований завода-изготовителя и условий эксплуатации;
назначаются ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию;
вводится система контроля за своевременным проведением и выполненным объемом работ при техническом обслуживании;
оформляются журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые должны вноситься сведения о выполненных работах и исполнителях по формам, рекомендованным ГОСТ 2.601-68.
Указанные документы должны быть проработаны с персоналом и находиться на рабочих местах.
2.3. Плановый ремонт оборудования
2.3.1. Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса работы деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм и нормативов.
2.3.2. Плановый ремонт предусматривает вывод в ремонт оборудования с учетом требований действующих в отрасли норм и нормативов.
2.3.3. Плановый ремонт подразделяется на следующие виды:
капитальный, средний и текущий.
Определение терминов капитальный, средний и текущий ремонты приведены в приложении 1 применительно к следующим объектам ремонта:
оборудование (котел, турбина, генератор, трансформатор, насос, электродвигатель, дизель, задвижка, прибор и т.п.) как изделие машиностроительного производства;
установка (котельная, турбинная, генератор со вспомогательным оборудованием, главный трансформатор со вспомогательным оборудованием, дизельная) как совокупность оборудования, взаимосвязанного в рамках определенной технологической схемы производства, преобразования, передачи, распределения и потребления энергии.
2.3.4. Вид ремонта установки определяется, как правило, видом ремонта основного оборудования, входящего в установку.
2.3.5. Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования установки, но выполняется в сроки, определяемые ремонтом основного оборудования.
2.3.6. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта основного оборудования устанавливаются в разделе 2.6.
2.3.7. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта вспомогательного оборудования устанавливаются электростанциями с учетом раздела 2.6 и пункта 2.3.5, исходя из местных условий, при этом периодичность капитального ремонта не должна быть менее одного года.
2.3.8. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте основного и вспомогательного оборудования блочных ТЭС приведены в нормативах планово-предупредительного ремонта (ППР) энергоблоков 150 - 800 МВт.
2.3.9. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте основного и вспомогательного оборудования ТЭС с поперечными связями и ГЭС приведены в приложении 5.
2.4. Специализация в энергоремонтном производстве.
2.4.1. Специфика энергоремонта, выражающаяся в технической сложности и большом многообразии оборудования, производстве ремонта на месте его эксплуатации с определенной периодичностью, требует развития специализации при проведении ремонта.
2.4.2. Специализация энергоремонтного производства предусматривает организацию:
специализированных участков (бригад) и цехов по ремонту отдельных видов оборудования или их узлов и деталей - на электростанциях;
ремонтных предприятий - в энергосистемах;
межсистемных*) специализированных ремонтных предприятий.
Межсистемные специализированные ремонтные предприятия в дальнейшем - специализированные ремонтные предприятия.
2.4.3. Ремонтный персонал электростанций выполняет техническое обслуживание на оборудовании, часть объемов ремонтных работ при плановых ремонтах, аварийно-восстановительные работы на основном, вспомогательном и общестанционном оборудовании.
2.4.4. Ремонтные предприятия энергосистем специализируются на следующих видах работ:
выполнении капитальных и средних ремонтов основного и вспомогательного оборудования по всей номенклатуре работ;
выполнении ремонта транспортабельного оборудования или его составных частей и деталей в заводских условиях на своих производственных базах.
2.4.5. Специализированные ремонтные предприятия специализируются на выполнении работ по модернизации основного оборудования, а также наиболее сложных работ при ремонте в соответствии с приложением 6.
2.4.6. Специализированные ремонтные предприятия могут выполнять капитальные, средние и текущие ремонты оборудования на энергопредприятиях энергосистем, где имеются их постоянные участки или не созданы ремонтные предприятия энергосистем.
2.4.7. Строительно-монтажные организации привлекаются к капитальному ремонту и наиболее сложным работам на электростанциях по номенклатуре, включающей:
строительно-монтажные работы, связанные с модернизацией оборудования (замена поверхностей нагрева паровых котлов, замена дефектных (изношенных) составных частей паровых турбин, перешихтовка активной стали статоров турбогенераторов и гидрогенераторов и др.);
замену базовых частей оборудования (замена барабанов паровых котлов, цилиндров паровых турбин и пр.);
аварийно-восстановительные роботы на оборудовании, зданиях, сооружениях (демонтаж поврежденного оборудования, не подлежащего восстановлению, установку нового оборудования взамен поврежденного, замену деформированных несущих колонн каркасов котлов и др.), а также выполнение дорожных работ;
специальные ремонтные работы на сооружениях гидроэлектростанций (ремонт тоннелей, цементирование, антикоррозионные работы и др.).
2.4.8. Важнейшим направлением специализации в энергоремонте является дальнейшее развитие заводского ремонта транспортабельного оборудования (изделий) или его составных частей на основе прогрессивной технологии и развитой специализации с созданием соответствующего обменного фонда, позволяющего обеспечить переход к агрегатному ремонту.
2.4.9. Заводской ремонт выполняется:
на электростанциях - в центральной ремонтной мастерской;
в энергосистемах - на ремонтных предприятиях и ремонтно-механических мастерских энергосистемы,
на производственных базах специализированных ремонтных предприятий и заводах.
2.4.10. Развитие заводского ремонта на всех уровнях осуществляется по направлениям:
улучшения использования существующих производственных мощностей за счет специализации и увеличения сменности работы, а также создания новых производственных мощностей (с оснащением соответствующим оборудованием);
расширения объема и номенклатуры ремонта транспортабельных изделий, узлов и деталей;
создания обменного фонда изделий, узлов и деталей и на этой основе проведение агрегатного ремонта оборудования энергопредприятий;
восстановления изношенных деталей с одновременным улучшением их эксплуатационных свойств (износостойкость, жаростойкость, жаропрочность и др.) на основе применения новых технологических процессов (наплавка, газо-термическое напыление и др.) и материалов.
2.4.11. Организация заводского ремонта отдельных изделий или их составных частей базируется на технико-экономическом обосновании, включающем:
анализ степени взаимозаменяемости изделий и их составных частей и возможность их обезличенного ремонта;
оценку количества транспортабельных агрегатов и узлов оборудования;
оценку наличия однотипового оборудования в энергосистеме для организации специализированных рабочих мест с определенным технологическим ритмом;
возможность более полного диагностического обследования стационарными установками;
расчет экономической эффективности от ожидаемого снижения трудоемкости ремонта, повышения его качества, сокращения продолжительности ремонта оборудования от применения агрегатного метода ремонта и выравнивания потребности в ремонтном персонале по месяцам года.
2.4.12. Энергосистемы создают обменный фонд агрегатов, узлов и деталей оборудования на ремонтных предприятиях или на электростанциях, устанавливают номенклатуру и нормативы обменного фонда.
2.4.13. Источниками создания обменного фонда изделий и их составных частей являются:
комплекты, поставляемые вместе с оборудованием;
запасные части централизованной поставки и местного изготовления;
восстановленные изделия, узлы и детали.
2.5. Ремонтная документация
2.5.1. Ремонт оборудования электростанций производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации.
При ремонте должны выполняться требования нормативных документов Госгортехнадзора, предписаний Госэнергоинспекции Российской Федерации, Правил Госнадзора по охране природы, пожарной безопасности и др., требования эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информационных сообщений и писем заводов-изготовителей оборудования.
2.5.2. Нормативно-техническая и технологическая документация на ремонт оборудования должна соответствовать требованиям государственных стандартов, нормативных документов Госгортехнадзора, стандартов и руководящих документов, действующих в отрасли, правил, норм и инструкций по безопасности труда.
2.5.3. К нормативно-технической документации относятся действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики.
Если в НТД приводятся ссылки на другие технические документы, то требования последних обязательны к выполнению при ремонте.
2.5.4. К технологической документации относятся документы по ОСТ 34-38-445-87, разработанные в соответствии с государственными стандартами ЕСТД, рекомендациями Госстандарта и руководящими отраслевыми документами.
2.5.5. При ремонте должны выполняться требования конструкторских, эксплуатационных и ремонтных документов по ГОСТ 2.601-68 и ГОСТ 2.602-68, поставляемых в комплекте с новым оборудованием заводами-изготовителями. Комплектность конструкторских ремонтных документов, которые должны разрабатываться заводами-изготовителями и организациями отрасли по ОСТ 34-38.447-78.
2.5.6. При ремонте оборудования могут использоваться ремонтные чертежи по ГОСТ 2.604-68. Допускается применение ремонтных эскизов.
2.5.7. Разработка ремонтной документации организуется электростанцией с привлечением, при необходимости, по договору конструкторских и конструкторско-технологических организаций и ремонтных предприятий.
2.5.8. При отсутствии нормативно-технической и технологической документации ремонт должен производиться в соответствии с требованиями рабочей конструкторской документации (чертежи, инструкции и др.) заводов-изготовителей оборудования, а также ранее разработанной действующей ремонтной документации.
2.5.9. Для обеспечения планирования, подготовки и выполнения ремонтов, приемки оборудования из ремонта, учета и отчетности, кроме указанной выше документации, применяется организационно-распорядительная документация: планы, графики, ведомости, протоколы и др.
Требования к этим документам приведены в соответствующих разделах Правил.
Формы и содержание документов приведены в приложениях к Правилам.
2.6. Планирование ремонта оборудования
2.6.1. Планирование ремонта оборудования включает в себя разработку:
перспективных графиков ремонта и модернизации основного оборудования электростанций;
годовых графиков ремонта основного оборудования электростанций;
годовых и месячных графиков ремонта вспомогательного общестанционного оборудования.
2.6.2. Перспективный график ремонта и модернизации основного оборудования электростанций разрабатывается энергосистемой на 5 лет по форме приложения 7 на основании материалов, представляемых электростанциями по форме аналогичной приложению 7, и служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам планируемого периода.
Перспективный график ремонта может ежегодно корректироваться с учетом существующей обстановки.
2.6.3. Годовой график ремонта основного оборудования устанавливает календарное время вывода в ремонт каждой установки (энергоблока), продолжительность ремонта и планируемый объем работ по исполнителям согласно приложению 8.
Годовой график разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным графиком с учетом технического состояния оборудования. При этом в годовой график могут быть внесены обоснованные изменения против перспективного графика.
2.6.4. На базе годовых графиков ремонта разрабатывается с участием заинтересованных подразделений и организаций программа ремонта на планируемый год по отрасли электроэнергетики. В программе предусматриваются мероприятия по координации деятельности предприятий, регулированию вопросов материально-технического обеспечения и др.
При разработке программы ремонта в Главном вычислительном центре (ГВЦ) на основе информации о ремонте агрегатов формируются показатели (мощность ремонтируемых турбоагрегатов в МВт, паропроизводительность ремонтируемых котлов в тыс. тонн пара в час и др.) по кварталам года с разбивкой по подразделениям.
ГВЦ в установленном порядке разрабатывает и согласовывает формы оперативной режимно-технологической информации, по которым в ГВЦ предоставляются сведения о подготовке, ходе и результатам ремонта для их последующей обработки (учета, анализа и корректировки ремонтной программы).
2.6.5. Перспективный и годовой графики ремонта оборудования разрабатываются в пределах согласованной в установленном порядке рабочей мощности по электростанциям и энергосистеме.
Для согласования рабочей мощности рассчитывается ее нормативное значение.
При расчете нормативных значений рабочей мощности по электростанции ее ремонтная составляющая от плановых ремонтов устанавливается:
для энергоблоков ТЭС 150 - 800 МВт в соответствии с ремонтными циклами, видами и продолжительностью ремонта согласно приложению 9;
для оборудования ТЭС с поперечными связями и ГЭС в соответствии с нормами продолжительности и периодичности ремонта согласно приложению 10.
Неплановые ремонты учитываются по показателям согласованным с ЦДУ применительно к типам агрегатов.
При разработке графиков ремонта суммарная продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонта устанавливается в пределах согласованной рабочей мощности.
2.6.6. Энергосистемы и ОДУ (ЦДУ) могут устанавливать и уточнять сроки и продолжительность плановых ремонтов основного и вспомогательного оборудования всех электростанций с поперечными связями и энергоблоков мощностью до 160 МВт в пределах согласованной рабочей мощности, а также плановых ремонтов оборудования электрических сетей, кроме оборудования, находящегося в ведении и управлении ЦДУ.
Порядок обоснования капитального (среднего) ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и выше с продолжительностью выше нормативного приведен в приложении 11.
Для энергоблоков и установок, переводимых на увеличенный период эксплуатации между капитальными ремонтами, в соответствии с порядком, приведенным в приложении 12, ремонтные циклы, виды и продолжительность ремонтов устанавливаются в индивидуальном порядке (однако при расчете нормативного значения рабочей мощности используются показатели, согласно приложению 9).
Электростанции, не имеющие возможность останавливать энергоблоки и установки 2 раза в год для выполнения капитального (среднего) и текущего ремонтов, согласно приложениям 9, 10 планируют только один ремонт энергоблока с продолжительностью, увеличенной на время текущих ремонтов.
2.6.7. При разработке графика ремонта оборудования:
первый капитальный ремонт серийных установок планируется с периодичностью, установленной настоящими правилами и ПТЭ;
первый капитальный ремонт головных установок планируется в сроки, определяемые их техническим состоянием и требованиями завода-изготовителя. Гидроагрегаты, включенные в работу при напорах на 15 - 20 % ниже расчетных (минимальных), выводятся в капитальный ремонт через 1 - 2 года после монтажа;
первый капитальный (средний) ремонт серийных установок планируется с периодичностью, установленной настоящими Правилами, ПТЭ и требованиями завода-изготовителя;
ремонт корпусов котлов дубль-блоков планируется с одновременным остановом и пуском обоих корпусов или со сдвигом останова и пуска одного из корпусов, определяемого технологией ремонта и условиями эксплуатации;
сроки ремонта котлоагрегатов на электростанциях с поперечными связями планируется совмещать со сроками ремонтов турбоагрегатов.
2.6.8. В целях снижения единовременной численности ремонтного персонала и сокращения продолжительности ремонта основного оборудования при разработке графиков:
капитальный ремонт резервного вспомогательного оборудования планируется в периоды между капитальными ремонтами основного оборудования;
капитальный ремонт общестанционного оборудования, отключение которого не ограничивает рабочую мощность электростанций, планируется на периоды между ремонтами основного оборудования;
капитальный ремонт общестанционного оборудования, связанный со снижением рабочей мощности электростанции, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.
2.6.9. Работы по модернизации включаются в объем ремонта, если в период разработки годового графика электростанция располагает технической документацией на эти работы, утвержденной в установленном порядке, а также материалами, запасными частями и комплектующим оборудованием и (или) заключенными договорами со сроками поставки не менее чем за 3 месяца до начала ремонта.
2.6.10. Предусматривается следующий порядок и сроки разработки, согласования и утверждения планов и графиков ремонта:
1) перспективный график ремонта с укрупненным объемом работ разрабатывается энергосистемой на основании материалов, представляемых электростанциями за 15 месяцев (к 1 октября) до планируемого периода; согласованный с исполнителями перспективный график энергосистемы представляет за 12 месяцев (к 1 января) до начала планируемого периода в свою вышестоящую организацию, которая рассматривает представленные материалы и утверждает их за 10 месяцев (к 1 марта) до начала планируемого периода;
2) величина мощности, выводимой в ремонт (предварительная) по месяцам планируемого года, рассчитывается по балансу мощности ЦДУ и доводится до ОДУ, не позже, чем за 10 месяцев до начала планируемого года;
3) энергосистема по согласованию с ОДУ (ЦДУ) распределяют полученные задания по величине ремонтируемой мощности электростанциям не позднее, чем за 9 месяцев до планируемого года (к 1 апреля);
4) годовой график ремонта основного оборудования, в соответствии с предварительной расчетной величиной ремонтируемой мощности, разрабатывается электростанцией по форме, аналогичной приложению 8 и за 8 месяцев до планируемого года (к 1 мая) представляется в энергосистему.
5) на основании приставленных энергопредприятиями материалов энергосистема разрабатывает годовой график ремонта основного оборудования и не позднее 15 июня направляет его с укрупненным объемом работ на согласование с подрядными организациями и ОДУ (ЦДУ).
6) согласование с подрядными организациями и ОДУ (ЦДУ) годового графика ремонта основного оборудования с укрупненным объемом работ энергосистема производит до 15 сентября;
7) согласованные графики ремонта основного оборудования зональные департаменты и энергосистемы представляют в ГВЦ не позже, чем за 2 месяца до начала планируемого года (к 25 октября);
8) ГВЦ составляет сводный годовой график ремонта основного оборудования, оформляет его в виде программы ремонта по электроэнергетике и направляет на согласование до 20 декабря всем подразделениям РАО «ЕЭС России», а также в ЦДУ;
9) годовые и месячные графики ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования увязываются с графиком ремонта основного оборудования, согласовываются до 1 февраля года, предшествующего планируемому с привлекаемыми подрядными организациями и утверждаются главным инженером электростанции.
В случае, когда ремонт этого оборудования связан с ограничением мощности, а также при ремонте оборудования, находящегося в оперативном ведении ОДУ (ЦДУ), перечень работ по ремонту утверждается энергосистемой после согласования его со ОДУ (ЦДУ).
2.6.11. Изменения в годовой график ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и выше могут быть внесены по представлению энергосистемой обосновывающих материалов в установленном порядке.
Изменения в годовой график ремонта оборудования ТЭС с поперечными связями (в части котлов и турбоагрегатов), ГЭС (гидротурбин) и энергоблоков мощностью до 160 МВт, вносятся зональными департаментами и энергосистемами по согласованию с ОДУ (ЦДУ), о чем сообщается в ГВЦ.
Все изменения графика ремонта оборудования согласовываются с ремонтными предприятиями, привлекаемыми к ремонту.
2.6.12. Месячные графики капитального и текущего ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования электростанций составляются на основании годовых графиков, согласовываются до 20 числа месяца, предшествующего планируемому, с исполнителями и утверждаются главным инженером электростанции.
Месячные графики допускается составлять в виде месячных планов работ.
В случаях, когда ремонт этого оборудования связан с ограничением мощности, а также при ремонте оборудования, находящегося в оперативном ведении ОДУ (ЦДУ), сроки ремонта утверждаются энергос<