Параграф 20. Тепловые сети 6 страница

Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока не допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсацией лишь временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения.

896. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии обеспечивается на уровне не выше 0,75 % фазного напряжения.

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 часа.

Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений осуществляется выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин проверяется допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.

Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, не допускаются.

897. В сетях 6-10 кВ применяются плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока компенсации.

При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки определяются по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки выбираются на основании результатов измерений тока замыкания на землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения нейтрали.

898. В установках с вакуумными выключателями предусматриваются мероприятия по защите от коммутационных перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений допускается в случаях веского обоснования.

899. На подстанциях 110-220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия начинаются с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220.

Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающего трансформатора заземляется.

В сетях 110-220 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, не допускаются.

Распределительные устройства 150-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, проверяются на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. При необходимости принимаются меры к предотвращению феррорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях 6-35 кВ при необходимости принимаются меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

900. Неиспользуемые обмотки низшего напряжения трансформаторов и автотрансформаторов соединяются в звезду или треугольник и защищаются от перенапряжений.

Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, осуществляется вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях осуществляется заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителями перенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы.

901. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики осуществляются таким образом, чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.

Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, осуществляется вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений.

902. В сетях 110-750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании обеспечивается на уровне не выше значений допустимого повышения напряжения промышленной частоты оборудования в электросетях 110-750 кВ, указанных в приложении 26 к настоящим Правилам. Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой частоты.

Параграф 12. Освещение

903. Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории обеспечивает освещенность согласно СНиП РК 2.04.-04-2002 «Естественное и искусственное освещение».

Светильники аварийного освещения отличаются от светильников рабочего освещения знаками или окраской. Обеспечивается соответствие светоограждений дымовых труб и других высоких сооружений нормам маркировки и светоограждения высотных препятствий.

904. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах для светильников аварийного освещения обеспечивается величина их освещенности на фасадах панелей основного щита не менее чем 30 люксметр (далее - лк), для одной-двух ламп обеспечивается присоединение к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и поддерживается их включенность круглосуточно.

Эвакуационное освещение обеспечивается в помещениях и проходах освещенность не менее 30 лк.

905. Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме питается от разных независимых источников питания. При отключении источников питания на электростанциях и подстанциях и на диспетчерских пунктах аварийное освещение автоматически переключается на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, не допускается.

Обеспечивается отсутствие в сети аварийного освещения штепсельных розеток. Светильники эвакуационного освещения присоединяются к сети, не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно переключается на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку.

906. Переносные ручные светильники ремонтного освещения питаются от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В.

Выбираются такие вилки 12-42 В, чтобы они не подходили к розеткам 127 и 220 В. На розетках выполняются надписи с указанием напряжения.

907. Установка ламп мощностью больше допустимой для данного типа светильников не допускается. Снятие рассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток, не допускается.

908. Для сетей внутреннего, наружного, а также охранного освещения электростанций и подстанций обеспечивается питание по отдельным линиям.

Управление сетью наружного рабочего освещения, кроме сети освещения склада топлива и удаленных объектов электростанций, а также управление сетью охранного освещения осуществляется из помещения главного или центрального щита управления.

909. Сеть освещения электростанций обеспечивается питанием через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Значение напряжения на лампах поддерживается на уровне не выше номинального. Величина понижения напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также у прожекторных установок поддерживается на уровне не более 5 % номинального напряжения, у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12-42 В - не более 10 % (для люминесцентных ламп - не более 7,5 %).

910. В коридорах РУ, имеющих два выхода, и в проходных туннелях освещение выполняется с двусторонним управлением.

911. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) выполняются надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки.

912. Дежурный персонал обеспечивается схемами сети освещения и запасом плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персонал при наличии аварийного освещения снабжается переносными электрическими фонарями.

913. Очистку светильников, замену ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях производит персонал электроцеха. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер безопасности.

Очистка светильников и замена перегоревших ламп может выполняться обученным персоналом технологических цехов энергообъектов, имеющих группу по электробезопасности не ниже 2, с помощью устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам. Периодичность очистки устанавливается с учетом местных условий.

914. Осмотр и проверка осветительной сети производятся в следующие сроки:

1) проверка действия автомата аварийного освещения - не реже 1 раза в месяц в дневное время;

2) проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения - 2 раза в год;

3) измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

4) испытание изоляции стационарных трансформаторов 12-42 В - 1 раз в год;

5) испытание переносных трансформаторов и светильников 12-42 В - 1 раз в 6 месяцев.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты устраняются в кратчайший срок.

915. Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции производятся при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем - по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

Параграф 13. Электролизные установки

916. При эксплуатации электролизных установок необходимо контролировать: напряжение и ток на электролизерах, давление водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений между системами водорода и кислорода, температуру электролита в циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельные значения контролируемых параметров устанавливаются на основе инструкции завода-изготовителя, и проведенных испытаний и строго соблюдаются при эксплуатации.

917. Технологические защиты электролизных установок действуют на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

1) разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м² (2 кПа);

2) содержании водорода в кислороде 2 % и более;

3) содержании кислорода в водороде 1 % и более;

4) давлении в системах выше номинального;

5) межполюсных коротких замыканиях;

6) однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

7) исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 0С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % на щит управления подается сигнал.

После получения сигнала оперативному персоналу необходимо прибыть на установку не позднее, чем через 15 минут.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой осуществляется оперативным персоналом после выявления и устранения причины отключения.

918. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, осматривается не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки регистрируются в журнале (картотеке) и устраняются в кратчайшие сроки.

При осмотре установки оперативному персоналу необходимо проверять:

1) соответствие показаний дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера;

2) положение уровней воды в регуляторах давления отключенного электролизера;

3) открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов давления отключенного электролизера;

4) наличие воды в гидрозатворах;

5) расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);

6) нагрузку и напряжение на электролизере;

7) температуру газов на выходе из электролизера;

8) давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

9) давление инертного газа в ресиверах.

919. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов 1 раз в сутки проводится химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ проводится каждые 2 часа.

920. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны регулируются на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления проверяются не реже 1 раза в 6 месяцев, а предохранительные клапаны на ресиверах - не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны испытываются на стенде азотом или чистым воздухом.

921. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверах, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки устанавливаются газоплотные обратные клапаны.

922. Для электролиза применяется вода с содержанием железа не более 30 мкг/дм3, хлоридов не более 20 мкг/дм3 и карбонатов не более 70 мкг-экв/дм3.

Для приготовления электролита применяется гидрат окиси калия технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек в полиэтиленовых вкладышах или мешках, или жидкий марки ХЧ, соответствующий стандарту.

923. Обеспечивается значение чистоты водорода, вырабатываемого электролизными установками, на уровне не ниже 99 %, а кислорода - не ниже 98 %.

Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения разрешается после достижения указанной чистоты водорода и кислорода.

924. Температура электролита в электролизере обеспечивается на уровне не выше 80 0С, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера - не выше 20 ⁰С.

925. При использовании кислорода для нужд электростанции его давление в ресиверах автоматически поддерживается ниже давления водорода в них.

926. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы продуваются азотом. Чистота азота для продувки обеспечивается на уровне не ниже 97,5 %. Продувка считается законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97 %. Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом не допускается.

927. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, осуществляется при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/см² (50 кПа).

928. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов применяется углекислый газ или азот. Воздух вытесняется углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85 %, а при вытеснении водорода - 95 %.

Вытеснение воздуха или водорода азотом производится, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97 %.

При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они предварительно продуваются воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20 %. Азот или углекислый газ вытесняется водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99 %.

929. В процессе эксплуатации электролизной установки проверяются:

1) плотность электролита - не реже 1 раза в месяц;

2) напряжение на ячейках электролизеров - не реже 1 раза в 6 месяцев;

3) действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов - не реже 1 раза в 3 месяца.

930. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей выполняется по графику.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя обеспечивается на уровнене выше минус 5 0С. Для оттаивания испаритель периодически по графику отключается.

931. При отключении электролизной установки на срок до 1 часа разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода включается.

При отключении электролизной установки на срок до 4 часов давление газов в аппаратах понижается до 0,1-0,2 кгс/см² (10-20 кПа), а при отключении на срок более 4 часов аппараты и трубопроводы продуваются азотом. Продувка выполняется также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

932. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении другого в резерве вентили выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере поддерживаются в открытом состоянии.

933. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры производятся 1 раз в 6 месяцев.

Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а так же разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, осуществляется 1 раз в 3 года.

Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах производится 1 раз в 6 лет.

При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока эксплуатации электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению технического руководителя энергообъекта.

934. Трубопроводы электролизной установки окрашиваются, окраска аппаратов выполняется по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов - светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.

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.