Основной задачей данного расчета является определение числа и мощности ламп светильников, необходимых для обеспечения заданной освещенности. При освещении лампами накаливания, а также лампами типа ДРЛ, ДРИ обычно число и размещение светильников намечают до светотехнического расчета, а в процессе расчета определяют необходимую мощность лампы. При выборе лампы стандартной мощности допускается отклонение ее номинального потока от расчетного в пределах от –10% до +20%. При невозможности выбрать лампу, поток которой лежит в указанных пределах, изменяют число светильников.
При освещении люминесцентными лампами предварительно намечают число и расположение рядов светильников, а затем рассчитывают число и мощность светильников, установленных в каждом ряду.
Согласно [1] расчет общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии затеняющих предметов должен производиться методом коэффициента использования светового потока.
Вспомогательные помещения можно рассчитать по упрощенной форме метода коэффициента использования, т.е. методом удельной мощности.
.......и.т.д
Скачать с Сервиса
Показаны сообщения с ярлыком Статьи. Показать все сообщения
Показаны сообщения с ярлыком Статьи. Показать все сообщения
понедельник, 5 января 2009 г.
суббота, 18 октября 2008 г.
Электрооборудование электростанций и сетей.
5.1. ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ
Скачать с Сервиса
5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.
5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения и др.) допускается только для ремонта или проверки.
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.
На электростанциях и в АО-энерго должны бьпь данные об основных параметрах настройки АРВ.
На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.
5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения и устройства форсировки рабочего возбуждения должны бьпь настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:
предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено нормативно-техническими документами для отдельных старых типов машин;
номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;
автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.
5.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении.
В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.
5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряженной (разрядник, гасительное сопротивление и т.п.).
5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления масла ниже установленного предела.
Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.
5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.
Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой запрещается.
Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.
5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.
5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газа в корпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением; уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.
5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:
температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора не реже 1 раза в неделю, я при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, не реже 1 раза в сутки.
Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически;
газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) не реже 1 раза в месяц;
чистоты водорода в корпусе машины не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора не реже 1 раза в смену;
содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора перено;сным газоанализатором или индикатором не реже 1 раза в сутки;
содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;
показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.
5.1.11. Чистота водорода должна бьпь не ниже: в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов 98%, в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см2 (50 кПа) и выше 97%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см2 (50 кПа) 95%.
Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна бьпь не выше 15oC и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.
Температура точки росы газа в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна бьпь не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.
5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2%, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора не более 2%.
5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно бьпь менее 1%. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах кожухах линейных и нулевых выводов 1% и выше, а в картерах подпипников более 2% запрещается.
5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны бьпь не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более + 0,2 кгс/см2 (+-20 кПа).
5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно бьпь обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя.
5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны бьпь постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).
5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения и др.) допускается только для ремонта или проверки.
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.
На электростанциях и в АО-энерго должны бьпь данные об основных параметрах настройки АРВ.
На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.
5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения и устройства форсировки рабочего возбуждения должны бьпь настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:
предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено нормативно-техническими документами для отдельных старых типов машин;
номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;
автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.
5.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении.
В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.
5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряженной (разрядник, гасительное сопротивление и т.п.).
5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления масла ниже установленного предела.
Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.
5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.
Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой запрещается.
Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.
5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.
5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газа в корпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением; уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.
5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:
температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора не реже 1 раза в неделю, я при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, не реже 1 раза в сутки.
Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически;
газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) не реже 1 раза в месяц;
чистоты водорода в корпусе машины не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора не реже 1 раза в смену;
содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора перено;сным газоанализатором или индикатором не реже 1 раза в сутки;
содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;
показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.
5.1.11. Чистота водорода должна бьпь не ниже: в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов 98%, в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см2 (50 кПа) и выше 97%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см2 (50 кПа) 95%.
Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна бьпь не выше 15oC и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.
Температура точки росы газа в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна бьпь не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.
5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2%, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора не более 2%.
5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно бьпь менее 1%. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах кожухах линейных и нулевых выводов 1% и выше, а в картерах подпипников более 2% запрещается.
5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны бьпь не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более + 0,2 кгс/см2 (+-20 кПа).
5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно бьпь обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя.
5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны бьпь постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).
Скачать с Сервиса
1.8. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
1.8. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Скачать с Сервиса
1.8.1. Автоматизированные системы управления (АСУ) должны обеспечивать решение задач производственно-технологического, оперативно-диспетчерского и организационно-экономического управления энергопроизводством. Эти задачи возлагаются, соответственно, на:
автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП);
автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ);
автоматизированные системы управления производством (АСУ П).
1.8.2. На каждой тепловой электростанции с энергоблоками мощностью 180 МВт и выше, каждой гидроэлектростанции установленной мощностью 1000 МВт и выше, в каждой организации, эксплуатирующей электрическую сеть, должны функционировать АСУ ТП. В зависимости от местных условий, экономической и производственной целесообразности АСУ ТП могут оснащаться электростанции с агрегатами, имеющими мощность меньше указанной.
1.8.3. На диспетчерских пунктах (ДП) организаций, эксплуатирующих электрические и тепловые сети, АО-энерго, ОЭС и ЕЭС должны функционировать АСДУ.
1.8.4. При эксплуатации АСУ необходимо руководствоваться:
руководящими указаниями по разработке, внедрению и эксплуатации АСУ энергосистем;
руководящими указаниями по созданию многоуровневых интегрированных организационно-технологических АСУ энергосистем.
1.8.5. На электростанциях, в организациях, эксплуатирующих электрические и тепловые сети, в АО-энерго, ОЭС и ЕЭС должны функционировать АСУ П, которые могут решать следующие типовые комплексы задач:
технико-экономического планирования;
управления энергоремонтом;
управления сбытом электрической и тепловой энергии;
управления развитием энергопроизводства;
управления качеством продукции, стандартизацией и метрологией;
управления материально-техническим снабжением;
управления топливоснабжением;
Обязанности служб;Тепловая энергия;Электрическая энергия управления транспортом и перевозками;
управления кадрами;
подготовкой эксплуатационного персонала;
бухгалтерского учета;
общего управления.
Автоматические системы управления технологическим процессом, АСДУ и АСУ П могут функционировать как самостоятельные системы и как подсистемы интегрированных АСУ энергосистем.
1.8.6. Выбор комплексов отдельных задач АСУ в каждом АО-энерго (на энергообъекте) должен определяться исходя из производственной и экономической целесообразности с учетом рационального использования имеющихся типовых проектных решений, пакетов прикладных программ и возможностей технических средств.
1.8.7. В состав комплекса технических средств АСУ должны входить:
средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т.д.);
средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати, функциональная клавиатура и др.);
средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппаратура: реле, усилители мощности и др.);
вспомогательные системы (бесперебойного электропитания, кондиционирования воздуха, автоматического пожаротушения и др.).
1.8.8. Ввод АСУ в эксплуатацию должен производиться в установленном порядке на основании акта приемочной комиссии.
Вводу АСУ в промышленную эксплуатацию может предшествовать опытная ее эксплуатация продолжительностью не более 6 мес. Создание и ввод АСУ в эксплуатацию можно осуществлять в одну или две очереди.
Приемка АСУ в промышленную эксплуатацию должна производиться по завершении приемки в промышленную эксплуатацию всех задач, предусмотренных для вводимой очереди.
1.8.9. При организации эксплуатации АСУ обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программному обеспечению должны быть определены приказами руководителей энергообъектов, АО-энерго или других органов управления энергопроизводством.
Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслуживания должен быть утвержден техническим руководителем соответствующего энергообъекта или организации.
1.8.10. Подразделения, обслуживающие АСУ, должны обеспечивать:
надежную эксплуатацию технических средств, информационного и программного обеспечения АСУ;
представление согласно графику соответствующим подразделениям информации, обработанной в ЭВМ;
эффективное использование вычислительной техники в соответствии с действующими нормативами;
совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии, сбора и подготовки исходной информации,
ведение классификаторов нормативно-справочной информации;
организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;
разработку инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АСУ;
анализ работы АСУ, ее экономической эффективности, своевременное представление отчетности.
1.8.11. Обслуживающий персонал по каждой АСУ кроме проектной и заводской должен вести техническую и эксплуатационную документацию по утвержденному техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта) перечню.
1.8.12. Ремонтно-профилактические работы на технических средствах АСУ должны выполняться в соответствии с утвержденными графиками, порядок их вывода в ремонт должен определяться утвержденным положением.
1.8.13. Руководство АО-энерго, диспетчерских управлений, энергообъектов должно проводить анализ функционирования АСУ, их эффективности, осуществлять контроль за эксплуатацией и разрабатывать мероприятия по развитию и совершенствованию АСУ и их своевременному техническому перевооружению.
автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП);
автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ);
автоматизированные системы управления производством (АСУ П).
1.8.2. На каждой тепловой электростанции с энергоблоками мощностью 180 МВт и выше, каждой гидроэлектростанции установленной мощностью 1000 МВт и выше, в каждой организации, эксплуатирующей электрическую сеть, должны функционировать АСУ ТП. В зависимости от местных условий, экономической и производственной целесообразности АСУ ТП могут оснащаться электростанции с агрегатами, имеющими мощность меньше указанной.
1.8.3. На диспетчерских пунктах (ДП) организаций, эксплуатирующих электрические и тепловые сети, АО-энерго, ОЭС и ЕЭС должны функционировать АСДУ.
1.8.4. При эксплуатации АСУ необходимо руководствоваться:
руководящими указаниями по разработке, внедрению и эксплуатации АСУ энергосистем;
руководящими указаниями по созданию многоуровневых интегрированных организационно-технологических АСУ энергосистем.
1.8.5. На электростанциях, в организациях, эксплуатирующих электрические и тепловые сети, в АО-энерго, ОЭС и ЕЭС должны функционировать АСУ П, которые могут решать следующие типовые комплексы задач:
технико-экономического планирования;
управления энергоремонтом;
управления сбытом электрической и тепловой энергии;
управления развитием энергопроизводства;
управления качеством продукции, стандартизацией и метрологией;
управления материально-техническим снабжением;
управления топливоснабжением;
Обязанности служб;Тепловая энергия;Электрическая энергия управления транспортом и перевозками;
управления кадрами;
подготовкой эксплуатационного персонала;
бухгалтерского учета;
общего управления.
Автоматические системы управления технологическим процессом, АСДУ и АСУ П могут функционировать как самостоятельные системы и как подсистемы интегрированных АСУ энергосистем.
1.8.6. Выбор комплексов отдельных задач АСУ в каждом АО-энерго (на энергообъекте) должен определяться исходя из производственной и экономической целесообразности с учетом рационального использования имеющихся типовых проектных решений, пакетов прикладных программ и возможностей технических средств.
1.8.7. В состав комплекса технических средств АСУ должны входить:
средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т.д.);
средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати, функциональная клавиатура и др.);
средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппаратура: реле, усилители мощности и др.);
вспомогательные системы (бесперебойного электропитания, кондиционирования воздуха, автоматического пожаротушения и др.).
1.8.8. Ввод АСУ в эксплуатацию должен производиться в установленном порядке на основании акта приемочной комиссии.
Вводу АСУ в промышленную эксплуатацию может предшествовать опытная ее эксплуатация продолжительностью не более 6 мес. Создание и ввод АСУ в эксплуатацию можно осуществлять в одну или две очереди.
Приемка АСУ в промышленную эксплуатацию должна производиться по завершении приемки в промышленную эксплуатацию всех задач, предусмотренных для вводимой очереди.
1.8.9. При организации эксплуатации АСУ обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программному обеспечению должны быть определены приказами руководителей энергообъектов, АО-энерго или других органов управления энергопроизводством.
Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслуживания должен быть утвержден техническим руководителем соответствующего энергообъекта или организации.
1.8.10. Подразделения, обслуживающие АСУ, должны обеспечивать:
надежную эксплуатацию технических средств, информационного и программного обеспечения АСУ;
представление согласно графику соответствующим подразделениям информации, обработанной в ЭВМ;
эффективное использование вычислительной техники в соответствии с действующими нормативами;
совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии, сбора и подготовки исходной информации,
ведение классификаторов нормативно-справочной информации;
организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;
разработку инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АСУ;
анализ работы АСУ, ее экономической эффективности, своевременное представление отчетности.
1.8.11. Обслуживающий персонал по каждой АСУ кроме проектной и заводской должен вести техническую и эксплуатационную документацию по утвержденному техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта) перечню.
1.8.12. Ремонтно-профилактические работы на технических средствах АСУ должны выполняться в соответствии с утвержденными графиками, порядок их вывода в ремонт должен определяться утвержденным положением.
1.8.13. Руководство АО-энерго, диспетчерских управлений, энергообъектов должно проводить анализ функционирования АСУ, их эффективности, осуществлять контроль за эксплуатацией и разрабатывать мероприятия по развитию и совершенствованию АСУ и их своевременному техническому перевооружению.
Скачать с Сервиса
ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ
1.5. ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ. ТЕХНИЧЕСКИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ НАДЗОР ЗА ОРГАНИ3АЦИЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ
1.5.1. На каждом энергообъекте должен быть организован постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования) технического состояния энергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определены ответственные за их состояние и безопасную эксплуатацию лица, а также назначен персонал по техническому и технологическому надзору и утверждены его должностные обязанности.
Все энергообъекты, осуществляющие в составе электроэнергетических систем производство, преобразование, передачу и распределение электрической и тепловой энергии, подлежит ведомственному техническому и технологическому надзору со стороны специально уполномоченных органов.
1.5.2. Все технологические системы, оборудование, здания и сооружения, в том числе гидросооружения, входящие в состав энергообъекта, должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию.
Техническое освидетельствование производится комиссией энергообъекта, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений энергообъекта, представители служб АО-энерго, специалисты специализированных организаций и предприятий энергонадзора (по договору).
Техническое освидетельствование может производиться аудиторскими организациями (фирмами).
3адачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергоустановки.
В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов должны быть включены: наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка предохранительных клапанов, испытания автоматов безопасности, грузоподъемных механизмов, контуров заземлений и т.п.).
Одновременно с техническим освидетельствованием должна осуществляться проверка выполнения предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы энергообъекта и несчастных случаев при его обслуживании, а также мероприятий, разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании.
Техническое освидетельствование должно производиться в сроки, установленные действующими инструкциями, но не реже 1 раза в 5 лет.
Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технический паспорт энергообъекта.
Эксплуатация энергоустановок с аварийноопасными дефектами, выявленными в процессе контроля, а также с нарушениями сроков технического освидетельствования запрещается.
1.5.3. Постоянный контроль технического состояния оборудования должен производиться оперативным и оперативно-ремонтным персоналом энергообъекта.
Объем контроля устанавливается в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
Порядок контроля должен устанавливаться местными производственными и должностными инструкциями.
1.5.4. Периодические осмотры оборудования, зданий и сооружений должны производиться лицами, ответственными за их безопасную эксплуатацию.
Периодичность осмотров устанавливается техническим руководителем энергообъекта. Результаты осмотров должны фиксироваться в специальном журнале.
1.5.5. Лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, должны обеспечивать соблюдение технических условий при эксплуатации энергообъектов, учет их состояния, расследование и учет отказов в работе энергоустановок и их элементов, ведение эксплуатационно-ремонтной документации.
1.5.6. Работники энергообъектов, осуществляющие технический и технологический надзор за эксплуатацией оборудования, зданий и сооружений энергообъекта, должны:
организовывать расследование нарушений в эксплуатации оборудования и сооружений;
вести учет технологических нарушений в работе оборудования;
контролировать состояние и ведение технической документации;
вести учет выполнения профилактических противоаварийных и противопожарных мероприятий;
участвовать в организации работы с персоналом.
1.5.7. Акционерные общества энергетики и электрификации должны осуществлять:
систематический контроль за организацией эксплуатации энергообъектов;
периодический контроль за состоянием оборудования, зданий и сооружений энергообъектов;
периодические технические освидетельствования;
контроль за соблюдением установленных техническими нормами сроков проведения среднего и капитального ремонта;
контроль за выполнением мероприятий и требований нормативно-технических и организационно-распорядительных документов;
контроль и организацию расследования причин пожаров и технологических нарушений на энергообъектах;
оценку достаточности применяемых на объектах предупредительных и профилактических мер по вопросам безопасности производства;
контроль за разработкой и проведением мероприятий по предупреждению пожаров и аварий на энергообъектах и обеспечению готовности энергообъектов к их ликвидации;
контроль за выполнением предписаний уполномоченных органов ведомственного технического и технологического надзора;
учет нарушений, в том числе на объектах, подконтрольных органам Государственного надзора;
учет выполнения противоаварийных и противопожарных мероприятий на объектах, подконтрольных органам Государственного надзора;
пересмотр технических условий на изготовление и поставку оборудования энергоустановок.
1.5.8. Основными задачами органов ведомственного технического и технологического надзора должны быть:
контроль за соблюдением установленных требований по техническому обслуживанию и ремонту;
контроль за выполнением правил и инструкций по безопасному и экономичному ведению режима;
организация, контроль и оперативный анализ результатов расследования причин пожаров и технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем;
контроль за разработкой и осуществлением мероприятий по профилактике пожаров, аварий и других технологических нарушений в работе энергооборудования и совершенствованию эксплуатации;
обобщение практики применения нормативных требований, направленных на безопасное ведение работ и надежную эксплуатацию оборудования при сооружении и использовании энергоустановок, и организация разработки предложений по их совершенствованию;
организация разработки и сопровождение нормативно-технических документов по вопросам промышленной и пожарной безопасности и охраны труда.
1.5.9. Собственники энергообъектов должны обеспечивать беспрепятственный доступ на эти объекты представителей государственных и ведомственных органов надзора.
Скачать с Сервиса
Подписаться на:
Сообщения (Atom)