3. Техническая политика - ОАО «Генерирующая компания

1
Приложение
к приказу ОАО «Генерирующая
компания»
от «20» февраля 2015 г. № 26
ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА
ОАО «ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ»
Казань
2015
2
Введение
Техническая
политика
является
основным
документом,
определяющим
совокупность технических решений и требований к оборудованию и технологическим
процессам на ближайшую и среднесрочную перспективу, направленных на повышение
энергоэффективности
производства,
обеспечение
передового
технического
уровня
оборудования и безопасности на основе передовых решений и технологий.
Техническая политика ОАО «Генерирующая компания» (далее по тексту –
Компания) разработана в соответствии с основными техническими направлениями
развития Компании и отрасли в целом с учетом требований нормативно-технической
документации.
Цель Технической политики - обеспечение конкурентоспособности Компании
путем достижения надежного и безопасного энергоснабжения потребителей за счет
реализации технических решений при эксплуатации, ремонте, реконструкции основного и
вспомогательного
оборудования,
внедрения
энергоэффективных
разработок
и
ограничений в применении малоэффективных технологий.
Техническая политика предусматривает решение следующего комплекса задач:
 преодоление тенденции старения основных фондов за счет увеличения
масштабов работ по их строительству, реконструкции и техническому
перевооружению,
вывода
из
эксплуатации
неиспользуемого
или
малоиспользуемого низкоэкономичного оборудования;
 создание условий для применения новых технических решений и технологий
на всех стадиях производства электрической и тепловой энергии;
 совершенствование методов эксплуатации с использованием современных
средств диагностики и информационно-измерительных систем;
 повышение эффективности использования энергообъектов, снижение потерь
энергоресурсов при производстве;
 совершенствование методического обеспечения деятельности;
 поддержание основных производственных фондов в исправном состоянии
при оптимальных затратах на техническое обслуживание и ремонт, с
использованием ИСУ ТОиР, обязательным регламентным обслуживанием и
обслуживанием по результатам обследований и осмотров.
Положения Технической политики должны учитываться:
 при планировании объемов нового строительства, расширения и реконструкции,
при выполнении технического обслуживания и ремонта, при разработке
3
автоматизированных систем управления технологическими процессами и учета
энергоресурсов;
 при формировании программ НИОКР;
 предприятиями электро- и теплотехнического комплекса, занятыми выпуском
оборудования по заказу и техническим заданиям, утвержденным ОАО
«Генерирующая компания»;
 проектными организациями при проектировании объектов нового строительства
и реконструкции ОАО «Генерирующая компания»;
 при проведении конкурсных и закупочных процедур.
Выбор технических решений из предложенного Технической политикой перечня,
необходимо осуществлять на основе технико-экономического обоснования при наличии
документально подтвержденного расчета экономического эффекта и обеспечения
приемлемого срока окупаемости в пределах средств, предусмотренных бюджетом
Компании, утвержденным Советом Директоров ОАО «Генерирующая компания».
Техническая политика подлежит ежегодному анализу на предмет актуальности и,
при необходимости, актуализации. При этом периодичность актуализации должна быть не
реже 1 раза в 3 года.
4
1. Перспективы развития энергетики
1.1 Электроэнергетика
Стратегическими
целями
развития
электроэнергетики,
определенными
в
«Энергетической стратегии России на период до 2035 года» (проект проходит
согласование) являются:
 удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электрической
энергии (мощности) по доступным ценам и повышение доступности
электроэнергетической инфраструктуры;
 обеспечение надежности и безопасности работы системы электроснабжения
России и ее регионов в нормальных и чрезвычайных ситуациях;
 модернизация,
направленные
техническое
на
переоснащение
снижение
износа
и
автоматизация
основных
фондов,
отрасли,
повышение
энергетической и экономической эффективности производства, транспорта,
распределения и использования электроэнергии;
 минимизация затрат на развитие и функционирование отрасли при
обеспечении требований энергетической безопасности страны.
К числу основных проблем, сдерживающих развитие электроэнергетики, являются:
 высокий износ основных производственных фондов (свыше 30 лет
проработали: почти 60% оборудования ТЭС, 80% - ГЭС;
 неоптимальная
структура
генерирующих
мощностей,
обусловленная
недостатком пиковых и полупиковых маневренных электростанций;
 низкая энергетическая и экономическая эффективность отрасли (низкий КПД
большинства
тепловых
электростанций,
неоптимальная
загрузка
генерирующих мощностей в ЕЭС России, наличие ограничений на
межрегиональную передачу электроэнергии и мощности; неэффективное
использование ТЭЦ);
 крайне высокая зависимость электроэнергетики от природного газа;
 многократный рост издержек на производство электроэнергии;
 недостаточный
уровень
доступности
энергетической
инфраструктуры,
наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии
и мощности;
 накопленное
технологическое
отставание
в
создании
современных
парогазовых, экологически чистых угольных и электросетевых технологий.
5
Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо
решить следующие основные задачи:
 технологическое обновление электроэнергетики на базе отечественного и
мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания,
морального и физического старения основных фондов;
 оптимизация структуры генерирующих мощностей, включая увеличение доли
маневренных мощностей;
 рациональная организация режимов эксплуатации теплоэлектроцентралей с
целью максимального сокращения выработки электрической энергии по
конденсационному циклу, вынос ее выработки по условиям экономичности
на
загородные
тепловые
станции,
внедрение
централизованного
количественного и качественно-количественного регулирования нагрузки в
сочетании с местным (локальным) регулированием потребления;
 расширенное внедрение новых экологически чистых и высокоэффективных
технологий
сжигания
угля,
парогазовых
установок
с
высокими
коэффициентами полезного действия и других новых технологий для
повышения эффективности отрасли;
 сохранение целостности и дальнейшее развитие ЕЭС России, в том числе за
счет присоединения и объединения изолированных систем;
 снятие сетевых ограничений на межрегиональные перетоки электроэнергии;
 создание целостной системы оптимального управления функционированием
электроэнергетики,
включая
формирование
конкурентных
оптовых
и
розничных рынков электроэнергии и мощности, обеспечение экономической
обоснованности цен и тарифов на соответствующие товары и услуги;
 разработка и реализация механизмов снижения издержек и ограничения
темпов роста тарифов за счет инновационного развития отрасли, снижения
затрат на строительство генерирующих мощностей, развития конкуренции в
электроэнергетике и смежных отраслях;
 создание
новой
технологической
базы,
освоение
производства
инновационных технологий, развитие и техническое перевооружение на этой
основе генерации, теплоснабжения, электрических сетей и диспетчерскотехнологического управления;
 применение новейших технологий, минимизация типоразмерного ряда
оборудования, модульные поставки, типовое проектирование;
 оптимизация работы существующего оборудования путём решения задачи
недоиспользования установленной генерирующей мощности.
6
1.2. Теплоснабжение
Стратегическими целями развития теплоснабжения являются:
 достижение
высокого
уровня
комфорта
в
жилых,
общественных и
производственных помещениях, включая количественный и качественный
рост комплекса услуг по теплоснабжению (отопление, хладоснабжение,
вентиляция, кондиционирование, горячее водоснабжение);
 высокий
соответствующий
ведущим
европейским
странам
уровень
обеспеченности населения и отраслей экономики страны этим комплексом
услуг при доступной их стоимости;
 кардинальное повышение технического уровня систем теплоснабжения на
основе инновационных, высокоэффективных технологий и оборудования;
 радикальное повышение энергетической эффективности теплоснабжения, в
том числе на основе приоритетного развития теплофикации (когенерации),
сокращения непроизводительных потерь тепла и расходов топлива;
 обеспечение управляемости, надежности, безопасности и экономичности
теплоснабжения;
 снижение негативного воздействия на окружающую среду.
К числу основных проблем в указанной сфере относятся:
 неудовлетворительное состояние систем теплоснабжения, характеризующееся
высоким износом основных фондов (65-70%), особенно теплосетей и
котельных, недостаточной надежностью и негативным воздействием на
окружающую среду;
 низкая энергетическая и экономическая эффективность теплоснабжения в
связи с низким коэффициентом использования тепла топлива из-за снижения
роли теплофикации (когенерации), высоких потерь тепла при его транспорте
и потреблении, нерациональной загрузки теплоисточников, а также в связи с
низким техническим уровнем, большими затратами на ремонт и др.
Коэффициент
использования
установленной
тепловой
мощности
электростанций снизился до величины, не превышающей 50%;
 сокращение протяженности тепловых сетей на 7% (более чем на 13,5 тыс. км)
в связи с уходом потребителей от централизованного теплоснабжения;
 увеличение энергетических потерь в тепловых сетях (с 18 до 20%),
продолжает расти расход электроэнергии на перекачку теплоносителя
(превышает 40 кВт·ч/Гкал);
7
 тяжелое состояние централизованных теплофикационных систем из-за
несогласованности
управления
развитием
и
функционированием
электроэнергетики и теплоснабжения. Из-за рассогласованности параметров
регулирования электрического и теплового рынков продолжает обостряться
ситуация с теплофикацией (когенерацией) –стратегическим направлением в
теплоснабжении.
Сохраняется
тенденция
оттока
потребителей
из
теплофикационных систем, растет число мелких котельных;
 основные параметры, определенные Энергетической стратегией России на
период до 2030 года, в сфере теплоснабжения не достигаются, а в отдельных
аспектах ситуация даже ухудшилась. Во многом негативные тенденции,
имеющиеся в теплоснабжении, обусловлены тем, что принимаемые решения
не
подкреплялись
соответствующими
организационными
мерами,
материально-технической базой и финансовыми ресурсами;
 высокая потребность в инвестициях для модернизации и инновационного
развития теплоснабжения, обеспечения его надежности, комфортности,
экономической эффективности;
 организационная
разобщенность
объектов
и
систем
теплоснабжения,
отсутствие единой государственной политики в этом секторе, прежде всего
научно-технической и инвестиционной;
 несовершенство институциональной системы теплоснабжения для успешного
функционирования в рыночных условиях. В частности, не сформирована
система мотивации по инвестированию в отрасль, по повышению ее
эффективности
–
нет
экономически
обоснованных,
конкурентных,
долгосрочных регуляторных решений.
Для достижения стратегических целей развития отрасли необходимо решить
следующие основные задачи:
 полное обследование всех существующих систем теплоснабжения поселений
и предприятий и завершение работы по разработке схем теплоснабжения в
соответствии с законом «О теплоснабжении», включая оптимизацию
структуры
теплоисточников
по
типам,
составу
и
территориальному
размещению;
 развитие теплоснабжения России и ее регионов преимущественно на базе
теплофикации с использованием современных экономически и экологически
эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности;
 оптимальное
сочетание
централизованного
и
децентрализованного
теплоснабжения с выделением соответствующих зон их эффективности;
8
 совершенствование структуры систем централизованного теплоснабжения,
включая оснащение автоматикой и измерительными приборами, прежде
всего, в рамках автоматизированных систем диспетчерского управления
нормальными и аварийными режимами их эксплуатации, переход на
независимую схему подключения нагрузки отопления (вентиляции и
кондиционирования)
и
закрытую
систему
горячего
водоснабжения,
рациональное сочетание системного и элементного резервирования;
 организация совместной работы источников тепла на общие тепловые сети с
оптимизацией режимов их функционирования;
 массовое обновление и реконструкция на новой технологической основе
теплоэлектроцентралей,
энергоустановок,
повышение
проведение
качества
своевременное
котельных,
тепловых
теплогидравлической
строительно-монтажных
выполнение
сетей
регламентных
и
и
тепловых
наладки
режимов,
ремонтных
мероприятий,
работ,
оснащение
потребителей стационарными и передвижными установками теплоснабжения
в качестве резервных и (или) аварийных источников теплоснабжения;
 создание интегрированных систем теплоснабжения на интеллектуальной
основе, обеспечивающих тепло-, холодо-, электроснабжение (тригенерация)
потребителей;
 совершенствование институциональных основ, организационной структуры
отрасли, систем управления, экономического и технического регулирования,
системы мониторинга и информирования о ситуации в теплоснабжении.
1.3. Приоритетные направления ОАО «Генерирующая компания»
Для Компании в целях сохранения текущей конкурентоспособности и ее
повышения необходимо обеспечить реализацию следующих приоритетных направлений:
 обеспечение бесперебойной, сбалансированной работы ПГУ 220 МВт
Казанской ТЭЦ-2 с ее максимальной загрузкой;
 осуществление приоритетных проектов, определенных для реализации
решением Экономического совета при Кабинете Министров Республики
Татарстан от 10.07.2014 №ИХ-12-188 по вопросу энергообеспечения
Республики Татарстан:
- строительство ПГУ-230 на Казанской ТЭЦ-1 путем перевода ДПМ с
Новоберезниковской ТЭЦ (КЭС-Холдинг);
- строительство
ПГУ-230
на
Елабужской
инфраструктурного проекта ОЭЗ ППТ «Алабуга»;
9
ТЭЦ
в
качестве
- поднятие уровня водохранилища Нижнекамской ГЭС до отметки 66
метров до 2019 года с последующим повышением до проектной отметки
68 метров до 2022 года;
 сохранение в работе относительно конкурентоспособных энергетических
блоков станций (сохранение в эксплуатации при вводе новых энергетических
блоков);
 перенос функции приготовления воды на нужды горячего водоснабжения в
индивидуальные тепловые пункты (ИТП) потребителей с последующей
ликвидацией центральных тепловых пунктов (ЦТП);
 повышение энергетической эффективности производства на действующем
оборудовании за счет:
- увеличения
комбинированной
выработки
электроэнергии
по
теплофикационному циклу, как за счет внешней теплофикации связанной
с увеличение объёма комбинированной выработки на ТЭЦ, например, за
счет подключения ТЭЦ к теплоснабжению районов, ранее отапливаемых
от котельных, так и внутренней связанной с реализацией мероприятий,
совершенствующих внутристанционные тепловые схемы для загрузки
турбин по теплу;
- улучшения структуры отпуска тепла, снижение отпуска тепла от
редукционно-охладительных установок и пиковых водогрейных котлов;
- снижения расхода электроэнергии на собственное потребление, в том
числе за счет внедрения регулируемых приводов, в том числе на
транспортировку тепловой энергии в тепловых сетях;
- снижения потерь во внутристанционной электрической сети. Снижение
потерь тепла и теплоносителя в тепловых сетях, путем строительства,
реконструкции и ремонта тепловых сетей с применением современных
энергосберегающих технологий.
Выработка
технических
рекомендаций
для
структурированных
групп
оборудования позволит при оптимизации имеющихся ресурсов обеспечить повышение
конкурентоспособности электростанций и улучшение их стартовых условий при работе на
рынке электроэнергии.
На ближайшую перспективу повышается актуальность разработки и внедрения
технических
решений
по
расширению
маневренности
энергосистемы.
10
основного
оборудования
2. Реализация Технической политики
2.1. Научно-технический и Технический совет ОАО «Генерирующая
компания»
Основными органами, определяющими основы Технической политики, является
Научно-технический совет Компании (далее - НТС) действующий на основании Приказа
"Об организации деятельности научно-технического Совета ОАО "Генерирующая
компания" и Технический совет ОАО «Генерирующая компания» (далее - ТС)
действующий согласно Указанию "Об организации деятельности Технического совета
ОАО "Генерирующая компания".
НТС и ТС Компании созданы в целях управления Технической политикой,
координации работ по разработке и организации внедрения новой техники и технологий,
направленных
на
повышение
эффективности
функционирования
энергетического
комплекса, снижение издержек его эксплуатации, ремонта и повышения надежности его
работы, охраны окружающей среды и здоровья персонала.
Основными задачами НТС являются формирование совместно со структурными
подразделениями Управления Компании научно-обоснованной Технической политики, в
том числе по следующим направлениям:
 разработка долгосрочных, среднесрочных производственных технических
программ по всем направлениям производственной деятельности;
 формирование плана научно-исследовательских и опытно-конструкторских
работ;
 техническое перевооружение оборудования с одновременным улучшением
производственных, экономических и экологических показателей его работы;
 рассмотрение технических предложений и проектов новых технологий и
оборудования;
 внедрение современных методов и средств автоматизированного управления
технологиями и оборудованием филиалов;
 развитие нетрадиционных способов производства энергии и определение
экономически приемлемых источников энергии;
 разработка программы по локализации «узких» мест, проблемных вопросов и
их устранения (в разрезе филиалов);
 рассмотрение обоснования участия ОАО «Генерирующая компания» в
крупных международных и региональных проектах;
 рассмотрение материалов, направляемых на смотры, конкурсы по вопросам
энергетики;
11
 рассмотрение диссертационных работ по электроэнергетической тематике;
 экспертное
обеспечение
производственно-технической
деятельности
Общества.
Основными задачами ТС являются принятие технически обоснованных решений по
вопросам
эксплуатации,
ремонта,
технического
обслуживания,
реконструкции,
модернизации основного и вспомогательного оборудования компании.
Технический совет Компании предусматривает принятие решений по следующим
направлениям:
 технические решения по принятию сверхтиповых работ (либо переноса
работ) по основным элементам энергоустановок (замена ступеней, дисков
турбин, замена бандажных колец генератора, замена части (панелей)
поверхностей нагрева, набивки РВП), замена приборного парка КИПиА;
 обоснование в полном объеме технических решений и технических
параметров при формировании и корректировке технических заданий и
технических требований в рамках конкретного задания на проектирование;
 решения по изменению эксплуатационных параметров, установок и т.д.
конкретного оборудования;
 утверждение целевых работ по филиалу в рамках выделенного (либо
дополнительного финансирования) по направлениям деятельности;
 другие
локальные
эксплуатации,
технические
ремонта,
решения,
технического
возникающие
обслуживания,
в
процессе
модернизации
и
реконструкции.
Инструментом
реализации
производственно-технических
Технической
программ
политики
(программ
является
технических
система
воздействий,
инвестиционной программы, экологической программы). Производственно-технические
программы по всем направлениям деятельности разрабатываются НТС.
В
производственно-технические
реконструкции
программы
и техническому перевооружению
включаются
проекты
по
действующего оборудования и
связанных с ним объектов, действующих ТЭС, ГЭС, котельных и тепловых сетей,
относящиеся по учету к объектам нового строительства, а также программы в сфере
ремонтного обслуживания основных фондов Компании. С целью реализации Технической
политики разрабатываются среднесрочные и годовые программы. При составлении
программ необходимо учитывать влияние их реализации на экономику компании в целом.
Проекты и мероприятия, предусмотренные Технической политикой, включаются в
годовые
производственные
программы
при
наличии
технико-экономического
обоснования, документально подтвержденного расчета экономического эффекта и
12
обеспечения приемлемого срока окупаемости», а также наличие средств в бюджете
Компании, утвержденном Советом Директоров ОАО «Генерирующая компания».
Мероприятия, не включенные в годовую Программу, не имеющие соответствующего
обоснования, не могут быть включены в локальные документы Компании (задания на
проектирование, технические задания, ведомости, сметы и т.д.).
Все программы реализуются в рамках утвержденной стратегии Компании.
Основные механизмы реализации:
 проекты нового строительства, расширения, реконструкции и технического
перевооружения, в которых применение новых технических решений,
оборудования
и
технологий
должно
регламентироваться
на
основе
требований Технической политики;
 целевые программы внедрения новой, более совершенной техники;
 научно-технические услуги и нормативно-техническое обеспечение.
2.2. Среднесрочная программа
Плановый период среднесрочной программы – 5 лет. В ОАО Генерирующая
компания»
среднесрочной
программой
является
Инвестиционная
программа
формируемая в соответствии с Регламентом формирования и исполнения инвестиционной
программы ОАО «Генерирующая компания». Инвестиционная программа формируется в
соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009
г.
№
977
«Об
инвестиционных
программах
субъектов
электроэнергетики»,
постановлением Правительства Российской Федерации от 5 мая 2014г. №410 о порядке
согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих
регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения с учетом схем теплоснабжения
городов присутствия, Схемы и Программы перспективного развития электроэнергетики
Республики Татарстан на период N ÷ N+5 г.г., «Генеральной схемы размещения объектов
электроэнергетики России до 2010 года и на перспективу до 2030 года», «Сценарных
условий развития электроэнергетики на период до 2030 года», «Проекта программы
модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года», «Схема и программа
развития ЕЭС России на период N ÷ N+7 г.г.». С учетом фактического исполнения
программы за прошедший год программа формируется на каждые последующие пять лет.
Программа формируется исходя из состояния конкретных единиц оборудования.
Выбор метода воздействия на действующее оборудование осуществляется с
использованием информации:
 о моральном и физическом износе объекта;
 надежности различных видов оборудования;
13
 стоимости метода воздействия;
 стоимости обслуживания разных типов оборудования.
Инвестиционная программа состоит из двух основных разделов:
 техническое перевооружение и реконструкция;
 новое строительство.
Отдельно в инвестиционной программе Компании выделяются приложения по
теплосетевым филиалам в основе которых мероприятия по модернизации теплосетевого
хозяйства с целью снижения потерь тепла в тепловых сетях.
Программа повышения эффективности производства и передачи тепловой и
электрической энергии»
Программа отражает мероприятия, направленные на:
- снижение расхода электроэнергии на собственное потребление;
- снижение потерь в тепловых сетях;
- повышение эффективности работы теплотехнического оборудования;
- сокращение потерь тепла в процессе производства и транспорта.
В Программе содержатся мероприятия по всем направлениям деятельности
компании с конкретными измеримыми целевыми показателями. Целевые показатели
отражают техническую и экономическую эффективность мероприятий программы.
2.3. Годовые программы и планы
2.3.1. Программа технического обслуживания и ремонтов
Реализация Технической политики в области технического обслуживания и
ремонтной деятельности, проводится на основании «Правил организации технического
обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей»
СО 34.04.181-2003, «Правил технической эксплуатации электростанций и сетей
Российской
Федерации»,
отраслевых
и
внутренних
действующих
нормативно-
технических документов и приказа ОАО «Генерирующая компания» «О деятельности в
сфере ремонтного обслуживания основных фондов ОАО «Генерирующая компания»» с
учетом
передового
опыта
ремонта
основных
производственных
фондов
энергопредприятий.
2.3.2. План капитального строительства
Формирования плана капитального строительства проводится на основании
Регламента формирования плана капитального строительства ОАО «Генерирующая
компания» на предстоящий год. В составе которого формируются разделы по проектно-
14
изыскательским работам для строительства будущих лет, по вновь начинаемым и
преходящим объектам капитального строительства на предстоящий год.
По структуре план капитального строительства соответствует инвестиционной
программе.
2.3.3. Повышение эффективности эксплуатации и технического обслуживания
оборудования Компании
Для обеспечения первоочередных задач устойчивой, надежной и экономичной
работы филиалов ОАО «Генерирующая компания» в Компании ежегодно формируется
приказ «О мерах по повышению надежности работы филиалов ОАО «Генерирующая
компания» и технического уровня энергопроизводства» на предстоящий год.
Приказом устанавливаются показатели, контрольных цифр, заданий и мероприятий
по всем основным направлениям деятельности:
 «План технико-экономических показателей»;
 «Программа повышения надежности энергетического оборудования, зданий и
сооружений электростанций» в том числе организационно-технические
мероприятия сгруппированные по направлениям:
- снижение расхода электроэнергии на собственное потребление;
- снижение потерь в тепловых сетях;
- повышение эффективности работы теплотехнического оборудования;
- сокращение потерь тепла в процессе производства и транспорта.
 «Программа по обеспечению требований законодательных и нормативных
актов по охране окружающей среды»;
 «Мероприятия по обеспечению готовности средств коллективной защиты
персонала филиалов»;
Кроме того, формируются приказы и планы мероприятий для обеспечения:
 подготовки электроустановок к грозовому сезону;
 работы энергосистемы в период весеннего паводка;
 подготовки и прохождения ОЗП.
2.3.4. План научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР)
Для обеспечения повышения надежности и эффективности функционирования
энергообъектов, а также повышения технического уровня энергооборудования, ежегодно
формируется
план
научно-исследовательских
и
опытно-конструкторских
работы
(НИОКР). Формирование осуществляется на основе «Регламента формирования и
15
выполнения плана НИОКР в ОАО «Генерирующая компания», утвержденного Указанием
или его актуализированной редакцией.
2.4. Внедрение новой техники
Работа ОАО «Генерирующая компания» по внедрению новой техники и
технологии
определяется
Указанием
«Об
утверждении
Положения
о
порядке
планирования, отчетности выполнения работ по новой технике и организации
премирования работников филиалов и Управления ОАО «Генерирующая компания» за
внедрение и освоение работ по новой технике" или его актуализированной редакцией.
К реализуемым проектам, работам по новой технике относятся работы,
проводимые впервые на филиалах, обладающие следующими характеристиками:
 наличие
обоснованной
потребности
применения новой
техники
или
технологии;
 новизна научно-технических решений, заложенных в основу проектных
решений, обеспечивающая достижение качественного улучшения техникоэкономических показателей и надежности проектируемого объекта в целом;
 наличие научно-технического задела в части разработки новой техники или
технологии, позволяющее предполагать положительный результат разработки
и внедрения новой техники или технологии.
Для вовлечения работников филиалов в процесс внедрения новых, оптимальных и
эффективных
технических
решений
рационализаторских предложениях
для
в
Компании
филиалов и
действует
структурных
«Положение
о
подразделений
Управления ОАО «Генерирующая компания» (Указание от 11.05.2011 №20 в редакции
указания от 13.07.2014 №7 или его актуализированная редакция).
2.5. Экологическая программа
В Компании действует Экологическая программа, предназначена для реализации
Экологической политики Компании. Программа направлена на достижение целевых и
плановых экологических показателей, дальнейшее снижение негативного воздействия
объектов энергетики на окружающую среду, оптимизацию экологических издержек
Компании и улучшение экологической ситуации в Республике Татарстан.
Направлена на решение приоритетных экологических проблем Компании в
соответствии с ее финансовыми возможностями и включает в себя природоохранные
мероприятия филиалов.
Основными разделами программы являются мероприятия по охране атмосферного
воздуха, охране водных ресурсов, по охране почв и обращению с отходами,
16
совершенствованию системы управления, мониторинга и нормирования качества
окружающей среды, экологическому обучению, направленные на улучшение состояния
окружающей среды, экономию природных ресурсов и повышение экологической
безопасности производства.
2.6. Нормативное обеспечение реализации Технической политики
В Компании применяются действующие в электроэнергетике нормативные
документы, а также руководящие документы, введённые в действие в Компании
соответствующими приказами.
Нормативное обеспечение реализации Технической политики включает:
 участие в разработке технических регламентов и национальных стандартов;
 разработка внутренних нормативных документов.
2.7. Программа предупреждения пожаров на энергообъектах Компании
Мероприятия, направленные на предупреждение пожаров на энергетических
объектах, соответствуют требованиям Федерального закона от 22.07.2008 № 123-ФЗ
«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», другим нормативноправовым актам в области пожарной безопасности, а также ежегодных приказов ОАО
«Генерирующая
компания»
«О
проведении
ежегодных
смотров
на
лучшее
противопожарной состояние филиалов ОАО «Генерирующая компания».
Реализуемые в Компании мероприятия по предупреждению пожаров направлены
на обеспечение выполнения следующих условий:
 применение объемно-планировочных решений и средств, обеспечивающих
ограничение распространения пожара за пределы очага;
 устройство современных систем обнаружения пожара (установок и систем
пожарной сигнализации), оповещения и управления эвакуацией людей при
пожаре;
 применение систем коллективной защиты (в том числе противодымной) и
средств индивидуальной защиты людей от воздействия опасных факторов
пожара;
 применение основных строительных конструкций с пределами огнестойкости
и классами пожарной опасности, соответствующими требуемым степени
огнестойкости и классу конструктивной пожарной опасности зданий,
сооружений и строений, а также с ограничением пожарной опасности
поверхностных
слоев
(отделок,
облицовок
строительных конструкций на путях эвакуации;
17
и
средств
огнезащиты)
 применение
огнезащитных
обеспечивающих
пределы
составов
и
строительных
материалов,
огнестойкости
строительных
конструкций
согласно норм пожарной безопасности;
 устройство на технологическом оборудовании систем противовзрывной
защиты;
 проектирование
и
монтаж
современных
систем
автоматического
пожаротушения с применением эффективных огнетушащих веществ.
2.8. Повышение эффективности системы управления промышленной
безопасностью
Деятельность
ОАО «Генерирующая компания» в области
промышленной
безопасности и охраны труда ориентирована на реализацию заявленной политики в
области промышленной безопасности, а также на постоянное совершенствование
функционирования действующих систем управления промышленной безопасности и
охраны труда, в том числе приоритетность мероприятий, связанных с предупреждением
(предотвращением) аварий и инцидентов на опасных производственных объектах
Компании перед мерами по ликвидации последствий этих событий;
Для реализации поставленных целей в ОАО «Генерирующая компания»
необходимо:

планировать и осуществлять весь достаточный и практически реализуемый
комплекс мер по снижению риска аварий на опасных производственных
объектах до минимального уровня, соответствующего уровню развития
техники и технологии, в том числе при выполнении работ или оказании услуг
на опасных производственных объектах сторонними организациями

обеспечивать готовность подразделений к локализации и ликвидации
последствий аварий и инцидентов на опасных производственных объектах;

создавать
условия
для
устойчивого
функционирования
и
развития
подразделений ОАО «Генерирующая компания», эксплуатирующих опасные
производственные объекты, посредством создания системы профилактики
возникновения отказов или повреждений технических устройств, отклонений
от режимов, регламентированных действующей документацией в области
промышленной безопасности, способных привести к инцидентам и авариям
на опасных производственных объектах;

обеспечивать соблюдение установленных законодательством Российской
Федерации,
международными,
18
отраслевыми
и
корпоративными
нормативными документами требований, регламентирующих деятельность в
области промышленной безопасности;

осуществлять
соответствующие
меры
стимулирования
(мотивации) и
повышения квалификации сотрудников ОАО «Генерирующая компания»;

пересматривать, корректировать и совершенствовать, по мере необходимости,
политику ОАО «Генерирующая компания» в области промышленной
безопасности;

требовать от всех работников ОАО «Генерирующая компания» осуществлять
работы
в
соответствии
с
действующими
правилами
и
нормами
промышленной безопасности;

обеспечивать непрерывное функционирование и совершенствование системы
управления промышленной безопасностью ОАО «Генерирующая компания»;

обеспечивать деятельность в области промышленной безопасности и системы
управления промышленной безопасностью всеми необходимыми ресурсами
(финансовыми, людскими, материальными);

обеспечивать реализацию политики в области промышленной безопасности
посредством применения современных практик в области экспертного
сопровождения
промышленной
освидетельствований
зданий,
безопасности,
сооружений
и
технических
технических
устройств,
обследований зданий и сооружений, модернизации и замены технических
устройств, выработавших установленный срок службы, и обновления
технологических процессов в соответствии с требованиями промышленной
безопасности, соблюдая приоритет модернизации и замены технических
устройств перед продлением срока эксплуатации;

обеспечивать
своевременную
подготовку
и
аттестацию
персонала,
эксплуатирующего опасные производственные объекты в соответствии с
установленными требованиями в области промышленной безопасности.
2.9. Приемка оборудования, технологий и материалов в Компании
Оборудование, технологии и материалы, применяемые в Компании, должны
соответствовать действующему законодательству Российской Федерации.
Можно выделить следующие элемент комплекса мер контроля:
 приемка новых (не применявшихся ранее на объектах Компании) видов
оборудования, технологий и материалов отечественного производства;
 экспертиза оборудования, технологий и материалов импортного производства
на соответствие их действующему законодательству Российской Федерации и
19
российским стандартам качества (в том числе, носящим рекомендательный
характер);
 организация контрольных испытаний, опытной эксплуатации серийно
выпускаемого оборудования, технологий и материалов;
 принятие основанных на обобщенном опыте эксплуатации превентивных мер
по исключению приобретения для Компании оборудования, технологий и
материалов, не соответствующих требованиям стандартов, отраслевой и
корпоративной
нормативно-технической
документации
условиям
применения;
 выбор оборудования с учетом импортозамещения;
 сравнение аналогов с учетом экономической эффективности и
целесообразности.
2.10. Контроль и оценка качества выполнения работ и услуг
При выполнении любых видов работ и услуг на энергообъектах Компании
контролируется качество их выполнения, при этом:
 особо контролируется выполнение работ, которые влияют на безопасность
объекта капитального строительства и в соответствии с технологией
строительства, реконструкции, капитального ремонта;
 проверяется соответствие выполняемых работ проектной документации,
требованиям технических регламентов, результатам инженерных изысканий,
строительным
нормам
и
правилам,
государственным
стандартам
и
техническим условиям и т.д.;
 производится наблюдение за ходом и качеством работ, соблюдением сроков
их
выполнения
материалов,
(графика),
правильностью
качеством
предоставленных
использования
подрядчиком
подрядчиком
материалов
заказчика;
 подачей подрядчику/исполнителю заявления оперативно решаются вопросы
по устранению замечаний, которые могут ухудшить качество работ или
повлечь иные их недостатки и принимаются меры вплоть до принятия
решения о замене подрядчика/исполнителя при отказе о устранении
недостатков.
При приёмке оборудования, зданий и сооружений энергообъектов Компании из
ремонта оценка качества производится в соответствии с требованиями СО 34.04.181-2003
«Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и
20
сооружений электростанций и сетей», которая включает в себя оценку качества
отремонтированного оборудования и оценку качества ремонтных работ.
21
3. Техническая политика
3.1. Теплотехническое оборудование
Современное состояние теплотехнического оборудования:
К настоящему времени основное оборудование Компании имеет существенную
наработку, парковый ресурс отработан более чем у 80% основного оборудования.
Старение и физический износ оборудования являются объективными факторами,
которые отрицательно влияют на надежность и экономичность производства.
Общие направления технического перевооружения и реконструкции:
 реконструкция на базе модернизированного оборудования и его узлов при
эксплуатации оборудования после отработки паркового ресурса на
индивидуальный
ресурс
по
результатам
обследований
специализированными предприятиями;
 техперевооружение на базе ПГУ, которое должно быть обосновано в
каждом конкретном случае, в том числе дополнительно рассмотрено как
альтернативный вариант, целесообразность увеличения электрической
мощности в точке размещения генерации, результаты компоновочных
проработок, изменение коэффициента теплофикации (aТЭЦ), возможность
выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭС, учитывая эффективность его использования;
 снижение расхода электроэнергии на собственное потребление, в том числе за
счет
внедрения
регулируемых
приводов
(частотное
регулирование,
гидромуфты), снижения потерь во внутристанционной электрической сети;
 дооснащение основного оборудования
системой
при
их
реконструкции
информационно-измерительной
с
применением
современных
диагностических комплексов;
 внедрение полномасштабных АСУ ТП на основном оборудовании при новом
строительстве или замене.
3.1.1. Турбины ТЭС
Технические решения на действующем оборудовании ТЭС:
 замена
регулирующих
клапанов
цилиндров
высокого
давления
с
использованием высокотемпературных герметичных уплотнений;
 применение
надбандажных
сотовых
реконструкции и модернизации турбин;
22
уплотнений
ЦВД
и
ЦСД
при
 нанесение защитного покрытия на кромки рабочих лопаток, работающих в
зоне фазового перехода, последних ступеней ЦНД;
 модернизация проточной части турбин с выбором оптимальной технологии
облопачивания и применением лопаток улучшенного профиля. В отдельных
случаях с внедрением технологий реактивного облопачивания;
 нормализация тепловых расширений турбины;
 использование легкосъемного крепежа для сбалчивания муфт РСД-РНД,
РНД-РГ;
 модернизация системы обогрева фланцев и шпилек ЦВД, ЦСД;
 установка влагоулавливающих устройств и систем охлаждения выхлопа ЦНД;
 внедрение технических мероприятий по повышению плотности диафрагм
ЦНД (на турбинах типа «Т» и «ПТ»);
 установка модернизированных каминных уплотнений, концевых сотовых
уплотнений ЦВД, ЦСД, ЦНД;
 совершенствование систем охлаждения газа в генераторе за счет установки
системы шариковой очистки газоохладителей генератора или перевод на
охлаждение конденсатом турбин;
 установка системы принудительного парового охлаждения роторов РСД;
 проведение мероприятий для эндоскопического обследования проточной
части турбины;
 реновация паровых турбин с заменой ЦВД (включая РВД) турбины на
модернизированные, при отработке назначенного ресурса;
 замена группы подогревателей высокого и низкого давления на более
современные (с исключением анкерных связей, организованным отводом
конденсата, с устройством гидрозатвора для предотвращения проскока пара,
устройством
воздухоохладителя
смешивающего
типа
для
полной
конденсации пара путём направления пара в струйный отсек);
 монтаж систем шарикоочистки на ПСГ и конденсаторах турбин;
 внедрение деаэрирующих конденсатосборников турбин;
 модернизация пароперепускных паропроводов турбин с исключением
фланцевых разъемов;
 развитие
системы
внутренней
теплофикации
с
интенсификацией
использования низкопотенциального тепла регенерационных отборов турбин;
23
 при модернизации оборудования система регулирования паровых турбин
должна обеспечивать их участие в ОПРЧ, НПРЧ и АВРЧ в соответствии с
требованиями ПТЭ и СО ЕЭС.
Примечание: по п.п. 3.1.1. 3.1.2. 3.2. 3.3.1. При ремонте и реконструкции
(соответствующего оборудования) использовать узлы и детали завода-изготовителя
данного оборудования.
3.1.2.Энергетические котлы
Технические решения на действующем оборудовании:
 монтаж
системы
автоматического
розжига
горелок
с
приведением
газопровода в соответствие с требованиями правил безопасности систем
газораспределения и газопотребления;
 модернизация РВП с применением усовершенствованной набивки, систем
уплотнений (радиальных, периферийных, по валу ротора) на графитовые со
следящей системой перемещения бочки ротора, систем обдувки и очистки;
 применение оребренных поверхностей нагрева ВЭ, ПЗ;
 применение обводных воздуховодов энергетических паровых калориферов;
 применение газоплотной обшивки котлов;
 реконструкция
установок
собственного
конденсата
с
заменой
на
конденсаторы без трубных досок или применение безконденсаторной схемы;
 установка
систем
шумоглушения
на
трубопроводах
продувки
пароперегревателей;
 применение современных марок сталей при реконструкции поверхностей
нагрева котлов;
 применение
регулирующей
арматуры
с
многоступенчатым
дросселированием, работающей с перепадами по транспортируемой среде
более 20 кг/см2;
 замена экранов топки на газоплотные с реконструкцией обмуровки топки
котла;
 модернизация горелочных устройств с целью снижения выбросов NOx;
 организация сжигания топлива с предельно низкими избытками воздуха;
 внедрение технических мероприятий по увеличению регулировочного
диапазона котлов;
 максимально полное использование тепла уходящих газов, в том числе за счет
внедрения газоводяных теплообменников, с сохранением требований к
надежности газоходов и дымовых труб.
24
3.1.3. Водогрейные котлы
Технические решения на действующем оборудовании:
 монтаж системы автоматического розжига горелок и приведения газопровода
в соответствии с требованиями НТД в части безопасности систем
газораспределения и газопотребления;
 замена экранных труб на газоплотные экраны мембранного типа;
 применение оребренных поверхностей нагрева в конвективной части котлов.
3.1.4. Вспомогательное оборудование
Технические решения на действующем оборудовании:
 замена быстродействующих редукционно-охладительных установок при
отработке назначенного ресурса на современные;
 замена запорной и регулирующей арматуры на малообслуживаемую, с
встроенным
электроприводом
для
регулирующей
арматуры
и
позиционированием для запорной арматуры;
 установка торцевых уплотнений на сетевые, питательные, конденсатные
насосы;
 внедрение бессальниковых насосов в схемах подпитки теплосети;
 замена изношенного насосного оборудования на насосное оборудование с
КПД более 76 %, не требующее дополнительного подвода конденсата и
охлаждающей воды. Электродвигатели насосов с большими пусковыми
токами оснащать устройствами плавного пуска.
 внедрение пластинчатых полумуфт на питательных насосах;
 применение
неметаллических
труб
для
технологических
схем
вспомогательного назначения.
3.1.5. Водоподготовка
Общие требования:
Технология подготовки воды и водно-химический режим должны обеспечить
работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности,
вызванных
коррозией
внутренних
поверхностей
водоподготовительного,
теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и
отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин,
шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций.
Изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на
работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на
25
водно-химический
режим
электростанции, должны
иметь
технико-экономическое
обоснование.
Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно
быть обосновано химико-технологическими решениями, экологическим эффектом
применения и экономической целесообразностью. Техническое перевооружение и
реконструкция водоподготовительных установок должна осуществляться на основе
технико-экономического обоснования с внедрением систем химико–технологического
мониторинга и автоматизированных систем управления технологическими процессами.
Предварительная очистка воды:
Технология предварительной очистки воды должна обеспечивать заданные
показатели качества воды для последующих циклов обработки.
Оценка эффективности применения технологии предварительной очистки воды
должна определяться технико–экономическим сравнением с учетом качества исходной
воды, результатов и надежности очистки воды, затрат на последующие стадии очистки
воды. Технологическая схема должна предусматривать повторное использование
промывочных (продувочных) вод.
Совершенствование систем предварительной подготовки воды необходимо
осуществлять:
 при использовании метода осаждения, реконструкцией осветлителей с
установкой тонкослойных отстойных модулей в зоне осаждения взвеси с
дополнительным применением флокулянтов;
 применением мембранных технологий очистки при соответствующем
химико– экономическом сравнении;
 внедрением комплексной автоматизации дозирования реагентов и контроля
показателей качества осветленной воды.
Обессоливание воды:
Повышение эффективности действующих схем должно осуществляться на основе
технико-экономического
обоснования
возможности
применения
новых
методов
обработки воды. При реконструкции существующих схем водоподготовки должны быть
обеспечены достижение показателей качества обработанной воды в соответствии с СТО
70238424.27.100.013-2009 «Водоподготовительные установки и водно–химический режим
ТЭС. Условия создания. Нормы и требования», требованиями норм ПТЭ, при этом
наиболее перспективным являются применение схем с использованием «чистых
технологий»:
 противоточного ионирования и регенерации фильтров;
26
 мембранной технологии обработки воды, в т.ч. метода обратного осмоса с
барьерным противоточным ионированием или электродеионизационной
установкой;
 термического
обессоливания
на
многоступенчатых
установках
с
использованием испарителей мгновенного вскипания.
Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения:
Технология
подготовки
воды
должна
обеспечивать
заданные
СТО
70238424.27.100.013-2009 «Водоподготовительные установки и водно–химический режим
ТЭС. Условия создания. Нормы и требования» и нормами ПТЭ требования по
показателям качества воды в соответствии с принятым температурным графиком
(максимальной
температуры
нагрева)
и
используемым
оборудованием
(сетевой
подогреватель или водогрейный котел) для подогрева сетевой воды.
Направлениями повышения эффективности используемых технологий умягчения
воды являются:
 применение
ингибиторов
накипеобразования
и
коррозии
при
соответствующих условиях эксплуатации, взамен химическому способу
умягчения воды. Тип и удельные нормы потребления рекомендуемых к
применению
организацией,
ингибиторов
должны
разрабатывающей
определяется
технологию
их
специализированной
использования
в
соответствии с СО 34.37.536-2004.
Водно-химические режимы:
Применяемый водно–химический режим и используемые для коррекционной
обработки питательной и котловой воды химические реагенты, должны быть
неагрессивными
по
отношению
к
конструкционным
материалам,
обеспечивать
ингибирование коррозионных процессов в стационарных и переменных режимах
эксплуатации, а также не вызывать роста внутренних отложений по тракту и в
теплонапряженные участки поверхностей нагрева, отложений в проточной части турбин.
При этом необходимо использовать следующие водно-химические режимы:
 гидразинно–аммиачный для обработки конденсатно–питательного тракта
барабанных и прямоточных котлов;
 кислородо–аммиачный для прямоточных котлов при наличии полной
обработки конденсата, а также для блоков ПГУ;
 аминосодержащий для коррекционной обработки всего тракта блоков ПГУ;
Введение нового водно–химического режима должно осуществляться при
наличии
технико–экономического
обоснования
27
и
достаточности
средств
автоматического водно-химического контроля (АХК) или при наличии системы
химико–технологического мониторинга;
Осуществлять внедрение систем автоматического дозирования реагентов с
применением ЧРП, совместно с системой автоматического водно-химического контроля
(АХК)
или
системы
химико–технологического
мониторинга
на
алгоритмах
регулирования, рассчитанным по математической модели распределения примесей по
тракту или по результатам индивидуальных тепло-химических испытаний.
Консервация оборудования:
Выбор
способа
консервации
энергетического
оборудования
должен
осуществляться от времени останова (до 30 дней, до 6 месяцев, от 6 месяцев до одного
года и более 1 года). При этом следует учитывать конструктивные особенности
оборудования, возможность повторного использования или нейтрализации применяемых
консервирующих растворов.
необходимости
проведения
Возможно
комбинирование методов консервации, при
регламентных,
наладочных
работ
и
определяется
планируемым сроком останова и необходимой степени готовности к включению в работу.
При реконструкции и строительстве нового энергетического оборудования необходимо
предусматривать использование современных методов защиты металла от коррозии
длительного действия ПВКО и П, пленкообразующими аминами, азотная консервация,
осушенным воздухом, при соответствующем технико-экономическом обосновании и
планируемого режима эксплуатации.
Химические промывки оборудования:
Выбор способа и реагентов для химической очистки теплоэнергетического
оборудования должен осуществляться в зависимости от количественного и качественного
состава отложений на поверхности нагрева, при этом следует учитывать конструктивные
особенности оборудования и возможность нейтрализации химических реагентов. Выбор
реагента должен производиться с учетом технико-экономического обоснования. При
строительстве нового энергетического оборудования необходимо предусматривать схему
химической промывки с циркуляцией моющих растворов.
3.1.6. Системы подготовки топлива
Общие требования:
При модернизации, реконструкции, строительстве и ремонте систем подготовки
топлива использовать только новое, современное, инновационное оборудование, а также
технологии и процессы, отвечающие самым современным требованиям технологических и
экологических стандартов и безопасности.
28
Технические решения на действующем оборудовании:
 применение технологии экономичного подогрева мазута с использованием
высокоэффективных подогревателей с более высокой интенсификацией
теплообмена;
 применение
ИИС
в
целях
автоматизации
управления
процессом
топливоснабжения котельных агрегатов и осуществления контроля за работой
оборудования топливоподачи;
 применение современных ультразвуковых расходомеров при определении
расхода мазута в напорных мазутопроводах;
 применение бесконтактных радиолокационных уровнемеров на резервуарах
хранения мазута;
 топливно-транспортные цеха ТЭЦ, работающие на угле, должны оснащаться
в системах приема, подачи и хранения угля новыми машинами и
механизмами,
имеющими
лучшие
технические
и
экономические
характеристики, а также высокий уровень автоматизации работ. На
территории склада угля, в экономически обоснованных случаях, допускается
размещение оборудования, обеспечивающего усреднение угля, с целью
последующего повышения эффективности топливоиспользования.
3.1.7. Теплофикационные установки источников и системы теплоснабжения
Общие требования:
Требования
к
функционированию
и
развитию
систем
теплоснабжения
определяются на основании Федерального закона № 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О
теплоснабжении», Федерального закона № 261-ФЗ от 23.11.2009 г. «Об энергосбережении
и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные
законодательные акты российской федерации.
Основным направлением в области теплоснабжения является максимальное
использование имеющегося и перспективного теплопотребления для того, чтобы
применять комбинированную выработку (когенерация) и свести к минимуму выработку
электроэнергии на ТЭЦ на конденсационном режиме, сокращение потерь теплоносителя и
тепла. При новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции ТЭС,
использующих в качестве топлива газ, применять как правило парогазовые и
газотурбинные технологии с утилизацией тепла с замещением устаревшего и
изношенного оборудования 90 ата и ниже – в первую очередь.
Технические решения на действующем оборудовании:
29
 при
модернизации
тепловых
сетей
и
техническом
максимально
перевооружении
использовать
ТЭЦ
и
теплообменные
аппараты пластинчатого типа, обеспечивающие более низкие температурные
напоры, высокую надежность и минимально возможную площадь для
монтажа
и
эксплуатации
теплообменного
оборудования
при
соответствующем технико-экономическом обосновании;
 подключение новых и эксплуатацию существующих теплопотребляющих
установок осуществлять с использованием автоматизированных тепловых
пунктов;
 при центральном (на ТЭЦ) качественно-количественном регулировании
теплофикационных
компоненты
при
систем учитывать возрастание количественной
поставках
тепла
потребителям
и
предусматривать
возможность перехода на количественно-качественное регулирование тепла,
путем установки частотно-регулируемых приводов сетевых насосов и насосов
подпитки тепловых сетей;
 при ремонте, реконструкции и новом строительстве теплофикационных
установок должны применяться (при экономическом обосновании) трубы с
высокой заводской готовностью, в пенополиуретановой (ППУ) изоляцией
типа "труба в трубе", а при подземной - бесканальная прокладка
теплопроводов типа "труба в трубе" в пенополиуретановой (ППУ) изоляции с
системой
оперативно-дистанционного
контроля
увлажнения изоляции
(ОДК); на тепловодах Ду200 и ниже применять трубопроводы с толщиной
стенки не менее 6 мм.
 для защиты от коррозии трубопроводов, металлических и строительных
конструкций
применять
антикоррозионные
материалы
отечественного
производства со сроком службы покрытия более 15 лет (антикоррозионная и
гидроизоляционная композиция на основе полимеров и синтетических смол
без содержания растворителей, и мастики рекомендованные СНиП 41-022003 Тепловые сети, РД 153-34.0.20.518-2003)
 применять схемы защиты от повышения давления в обратной магистрали при
останове насосной для повышения надежности работы оборудования.
Ограничить применение:
 изоляции из скорлуп пенопоулеритана и других материалов при новом
строительстве;
 трубопроводов с рабочей температурой менее 135ºС и давлением 1,6 МПа для
систем теплоснабжения;
30
 стартовых компенсаторов при строительстве и реконструкции тепловых сетей
в ППУ изоляции.
Запретить применение (при новом строительстве и реконструкции):
 трубопроводов в ППУ-изоляции без системы оперативно-дистанционного
контроля увлажнения изоляции (ОДК) при подземной прокладке;
 опор всех видов без диэлектрических прокладок, допускающих контакт
металла труб с грунтом;
 установку
арматуры
и
приборов
автоматики,
предусматривающих
технологические протечки теплоносителя;
 применение
кузбаслака
в
качестве
антикоррозионного
покрытия
трубопроводов и элементов конструкций тепловых сетей в связи с
отрицательным опытом эксплуатации;
 стальной запорной арматуры, в конструкции которой имеются зоны утонения
стенки корпуса в местах вытягивания металла в процессе производства.
По мере внедрения новых технологий пополнять перечень неприкосновенного
централизованного запаса (НЦЗ). Например, материалами необходимыми для ремонта
трубопроводов, выполненных в современном энергосберегающем исполнении: фитинги,
муфты, ремонтные вставки и т.д.
3.1.8. Новое строительство – ПГУ, ГТУ, ТЭЦ
Технические требования:
 установка блоков ПГУ с электрическим КПД не ниже 50%;
 установка стационарных энергетических ГТУ в блоках ПГУ с КПД на
клеммах генератора не менее 34% (поколение Е, F);
 ГТУ должны быть оборудованы малоэмиссионными камерами сгорания с
показателями эмиссии СО и NOx не более 100 мг/м3 и 50 мг/м3 соответственно
в диапазоне нагрузок 60-100%;
 системы регулирования паровых и газовых турбин в составе энергоблоков
ПГУ должны обеспечивать их участие в ОПРЧ, ОВРЧ, НПРЧ и НВРЧ в
соответствии с требованиями ПТЭ и СО ЕЭС;
 системы подготовки воздуха на входе в ГТУ должны иметь не менее двух
ступеней фильтрации со степенью фильтрации не ниже F5- первая и F8вторая ступень, а также должны предусматривать антиобледенительную
систему и систему подогрева воздуха для работы при низких температурах
окружающего воздуха;
31
 оборудование должно быть рассчитано для эксплуатации в условиях
сейсмичности не менее 7 баллов по шкале МSK-64;
 в
отдельных
случаях,
при
конкретных
компоновочных
условиях,
действующих ТЭС, возможно внедрение ПГУ со сбросом газов в котел или
ПГУ с подогревом конденсата и питательной воды в автономных
газовыводящих подогревателях (параллельная схема) с повышением КПД на
3-6 %.
Ограничение в применении:
 газовые турбины мощностью менее 25 МВт;
 газовые турбины с КПД на клеммах генератора менее 30%;
 газовые турбины с показателями эмиссии СО и NOx более 100 мг/м3 и 50мг/м3
соответственно;
 газовые турбины с гарантированным ресурсом до капитального ремонта
менее
25 тыс.часов и ресурсом до списания менее 100 тыс.часов;
 газовые турбины с пневмо- и гидростартерами.
 исключить новое строительство ТЭЦ на угле.
3.1.9. Тепловые сети
Общие требования:
Основным
перспективным
направлением
при
ремонте,
эксплуатации,
строительстве, модернизации и реконструкции трубопроводов тепловых сетей и насосных
станций является применение:
 мало-обслуживаемого оборудования;
 современных конструкций трубопроводов;
 современных насосных агрегатов и энергоэффективного электротехнического
оборудования;
 арматуры и устройств на тепловых сетях с увеличенным межремонтным
циклом и меньшим объемом регламентных работ.
Основной задачей применения современных технологий прокладки и материалов
является создание работоспособной и эффективной системы дистанционного контроля
(ОДК) за состоянием стальных трубопроводов, позволяющей оперативно управлять
утечками и тепловыми потерями.
При проектировании тепловых сетей руководствоваться СНиП 41-02-2003, СП 41105-2002;
«Правилами
промышленной
безопасности
опасных
производственных
объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным
давлением»; ГОСТ 30732-2006; РД 10-249-98; РД 10-400-01; «По применению осевых
32
сильфонных
компенсаторов,
сильфонных
компенсационных
устройств.»
руководствоваться РД-3-ВЭП 2011.
Выбор типа теплоизоляционного материала должен подтверждаться техникоэкономической целесообразностью его применения в каждом отдельном случае.
Срок эксплуатации трубопроводов - не менее 20 лет.
Срок эксплуатации насосного оборудования между капитальными ремонтами не
менее 5 лет.
При выборе производителей используемых основных материалов, оборудования и
устройств приоритет отдавать организациям, имеющим сертификат соответствия системе
качества НП «Российское теплоснабжение» или вошедшим в реестр НП «Российское
теплоснабжение». При этом выбор производителей основных материалов, оборудования и
устройств, а также тип применяемого оборудования по производителям не ограничивается
выше обозначенным условием.
Выбор производителей железобетонных изделий и конструкций осуществлять
исходя из технико-экономической целесообразности и логистической обоснованности.
Технические решения:
При организации нового строительства, проведении ремонтов и реконструкции
трубопроводов тепловых сетей и насосных станций с целью снижения тепловых потерь и
повышения надежности их эксплуатации рекомендуется применять:
Трубопроводы и фасонные части:
Использование предизолированных трубопроводов и фасонных частей высокой
заводской готовности в ППУ изоляции с Системой Оперативного Дистанционного
Контроля влажности изоляции (СОДК).
Использование предварительно изолированных в заводских условиях полимерных
труб и фасонных частей системы гибких полимерных трубопроводов.
Использование напорных труб и фасонных частей из полиэтилена повышенной
термостойкости PE-RT тип II со съемной изоляцией из вспененного полиэтилена.
Тип прокладки:
1. Прокладка магистральных трубопроводов и сетей отопления:
 При новом строительстве тепловых сетей предусматривать бесканальную
прокладку, за исключением случаев, указанных в п. 16.41 СНиП 41-02-2003,
п. 4,23, 4,24, 4.48 СП 41-105-2002, с применением предварительно
изолированных
пенополиуретана
стальных
в
трубопроводов
полиэтиленовой
оснащенные системой ОДК.
33
с
оболочке
тепловой
по
изоляцией
ГОСТ
из
30732-2006,
 При капитальном ремонте тепловых сетей, проложенных подземно в
непроходных каналах, предусматривать прокладку в существующем канале
предварительно изолированными стальными трубопроводами с тепловой
изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке по ГОСТ 307322006, оснащенные системой ОДК на песчаное основание с засыпкой
трубопроводов песком до верха канала, при условии, если внутреннее сечение
канала позволяет проложить трубопроводы в ППУ изоляции с учетом
требований Приложения Б СНиП 41-02-2003. В случае если внутреннее
сечение канала не позволят проложить предизолированные трубопроводы, то
канал должен быть полностью, либо частично демонтирован.
 При капитальном ремонте тепловых сетей, проложенных подземно в
непроходных каналах не подверженных затоплению грунтовыми водами,
допускается при технико-экономическом обосновании, предусматривать
применение стальных трубопроводов с последующей их изоляцией из
прошивных минераловатных матов или с изоляцией СТУ (система
теплоизоляционная универсальная).
 При капитальном ремонте и реконструкции тепловых сетей, проложенных
подземно в непроходных каналах подверженных подтоплению грунтовыми
водами предусматривать прокладку в существующем канале предварительно
изолированными стальными трубопроводами с тепловой изоляцией из
пенополиуретана
в
полиэтиленовой
оболочке
по
ГОСТ
30732-2006,
оснащенные системой ОДК на песчаное основание с засыпкой трубопроводов
песком до верха канала, при условии, если внутреннее сечение канала
позволяет проложить трубопроводы в ППУ изоляции с учетом требований
Приложения Б СНиП 41-02-2003. В случае если внутреннее сечение канала не
позволят проложить предизолированные трубопроводы, то канал должен
быть полностью либо частично демонтирован.
 При капитальном ремонте и реконструкции тепловых сетей, проложенных
подземно в проходных и полупроходных каналах прокладку трубопроводов
предусматривать в существующем канале предварительно изолированными
стальными трубопроводами с тепловой изоляцией из пенополиуретана в
оцинкованной оболочке по ГОСТ 30732-2006, оснащенные системой ОДК на
скользящих опорах.
1. Прокладка трубопроводов горячего водоснабжения (ГВС):
 При подземной бесканальной прокладке или прокладке в существующем
канале предусматривать применение предварительно изолированных в
34
заводских условиях полимерных труб до 95С или трубы напорные из
полиэтилена повышенной термостойкости PE-RT тип II со съемной
изоляцией из вспененного полиэтилена.
 При надземной прокладке предусматривать применение предварительно
изолированных оцинкованных или стальных трубопроводов с тепловой
изоляцией из пенополиуретана в оцинкованной оболочке по ГОСТ 307322006, оснащенные системой ОДК.
 В местах транзитной прокладки (по техническим подпольям зданий)
предусматривать применение стальных или оцинкованных трубопроводов с
последующей их изоляцией из прошивных минераловатных матов или с
изоляцией СТУ. Не применять проектных решений с транзитной прокладкой
трубопроводов по техническим подпольям зданий.
 В рамках реализации программы ликвидации ЦТП с переносом функций
приготовления горячего водоснабжения непосредственно к потребителям, в
кварталах, где в скором времени будут ликвидированы сети ГВС, для
последующего перевода их в сети теплоснабжения могут предусматриваться
следующие трубопроводы:
- предварительно изолированные полимерные трубы до 115С (системы гибких
полимерных трубопроводов);
- предварительно
изолированные
стальные
трубопроводы
с
тепловой
изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке по ГОСТ 307322006, оснащенные системой ОДК.
Сварные швы:
Контроль качества сварочных работ и сварных соединений трубопроводов следует
выполнять в соответствии с требованиями СНиП 3.05.03-85 и СП 41-105-2002.
Тепловые камеры, при бесканальной прокладке тепловых сетей
Приоритет отдавать бескамерной установке арматуры с устройством коверов.
При необходимости устройства тепловых камер предусматривать:
 применение стальных трубопроводов с последующей изоляций из прошивных
минераловатных мат в усиленной оболочке или из сверхтонких полимерных
теплоизоляционных материалов типа «корунд» или «изолат» нанесенные
композитным способом, или СТУ изоляцию (система теплоизоляционная
универсальная),
или
современные
35
высокоэффективные
минеральные
теплоизоляционные
материалы
с
аналогичными
теплофизическими
характеристиками ППУ изоляции;
 мероприятия по усилению гидроизоляции, устройству дренажей из тепловых
камер в систему ливневой канализации через сбросные колодцы, мероприятия
по предотвращению затопления камер при подпоре ливневой канализации.
Попутный дренаж:
На
обводненных
территория
и
при высоком
уровне
грунтовых
вод
предусматривать попутный дренаж для отведения грунтовых вод в ливневую
канализацию.
Система оперативно-дистанционного контроля (СОДК):
В состав проектной документации в обязательном порядке включать раздел по
организации системы оперативно-дистанционного контроля влажности изоляции.
Исполнение: с устройством коверов, с установкой отдельно стоящих (локальных)
шкафов и с устройством транзитных блоков (в камерах и павильонах) обеспечивающих
сбор информации и проведение замеров. Ковера и шкафы должны быть выполнены в
антивандальном исполнении. Шкафы и блоки должны иметь степень влагозащищенности
не ниже IP 65.
Для диаметров до 530мм на клеммную колодку в ковере выводятся 2 сигнальных
проводника ориентированных на 3 и 9 часов и заземляющий проводник.
Для диаметров 530мм и выше на клеммную колодку в ковере выводятся 3
сигнальных проводника ориентированных на 3; 9 и 12 часов и заземляющий проводник.
Прокладку проводников выполнять от трубопровода тепловой сети до клеммной
колодки в ковере в металлической трубе Ду50мм с усиленным антикоррозионным
покрытием. Торцы металлической трубы должны быть герметизированы. При обратной
засыпке, поверх трубы подсыпается песок толщиной слоя 150 мм с укладкой на песок по
оси трубы красного кирпича или сигнальной ленты.
Автоматическая передача информации на пульт диспетчера с возможностью
местного замера параметров системы ОДК. При проектировании предусмотреть вывод
граничных уставок, по величине сопротивления сигнальной петли и сигнализацию по
выходу параметра за границы на пульте диспетчера.
Стальная труба и ее элементы:
Стальные трубы и фасонные изделия должны соответствовать ГОСТ на
изготовление.
Стальные отводы, тройники, переходы и др. фасонные изделия должны
соответствовать техническим требованиям ГОСТ 30732-2006, ГОСТ 17375, ГОСТ 17376,
ГОСТ 17378, ГОСТ 17380 и др., СП 41-105-2002, «Правилам промышленной безопасности
36
опасных
производственных
объектов,
на
которых
используется
оборудование,
работающее под избыточным давлением».
Для тепловых сетей использовать трубы и фасонные изделия, отвечающие
требованиям
стандартов и
промышленной
технических условий,
безопасности
опасных
регламентированных
производственных
объектов,
«Правилами
на
которых
используется оборудование, работающее под избыточным давлением» утвержденных
Приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 г. N116.
Обработка и изготовление трубопроводов, фасонных изделий. Теплоизоляционный
антикоррозионный и гидроизоляционный материал
 Стальные трубы и фасонные части в обязательном порядке должны
проходить дробеструйную очистку.
 Полиэтиленовые
трубы-оболочки
в
обязательном
порядке
должны
проходить коронарную обработку.
 Полиэтиленовые
трубы-оболочки
должны
изготавливаться
методом
экструзии из полиэтилена низкого давления (ПЭНД) марок не ниже ПЭ-80 по
ГОСТ 18599. Плотность ПЭНД трубы-оболочки должна быть не менее 944
кг/м3. ПЭ трубы-оболочки должны иметь маркировку с указанием типа
материала и показателя текучести расплава (190 С/5,0 кг) по ГОСТ 11645. Все
виды испытаний внешней полиэтиленовой оболочки, указанные в ГОСТ
30732-2006, подтверждающие соответствие внешней оболочки показателям
качества, должны рассматриваться как обязательные. Основные физикомеханические свойства полиэтиленовой оболочки должны соответствовать
требованиям ГОСТ 30732-2006.
 Оцинкованные трубы-оболочки должны изготавливаться из тонколистовой
оцинкованной стали 1 класса (ГОСТ 14918) со спиральным завальцованным
замком. Оцинкованная оболочка в зависимости от диаметра трубопровода
должна иметь толщину 1,0 мм для диаметров труб до 1020 мм, толщину
1,3 мм для диаметра 1220 мм. Для фасонных изделий толщина оболочки
должна быть 0,8-1,0 мм.
 В
качестве
теплоизоляционного
слоя
должен
применятся
жесткий
пенополиуретан, изготовленный на основе двух экологически безопасных
химических компонентов: полиола и изоционата или температуростойкий
пенополиуретан на основе циклопентана.
 Пенополиуретан должен обладать следующими свойствами:
- плотность - не менее 60 кг/м3.
37
- прочность при сжатии при 10%-ной деформации в радиальном направлении не менее 0,3 МПа.
- водопоглощение при кипячении в течении 90 мин - не более 10 % по объему.
- прочность на сдвиг в осевом направлении, при температуре 23 0С - не менее
0,12 МПа, 140 0С - не менее 0,08 МПа.
- теплопроводность при средней температуре 50 0С должна составлять не более
0,029 Вт/м.
 Готовые изделия должны соответствовать ГОСТ 30732-2006 «Трубы и
фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с
защитной оболочкой».
 Торцы
тепловой
изоляции
фасонных
изделий
должны
иметь
гидроизоляционное покрытие, легко удаляемое при монтаже.
 Размеры предизолированных труб и фасонных изделий в ППУ-изоляции
применяются по типу 1 в соответствии с ГОСТ 30732-2006.
 Проводить геодезическое обследование при проектировании ТК, для
тепловых камер, используемых в районах, с высоким уровнем грунтовых вод
применение тепловых камер не допускается.
На участках трубопроводах в пределах тепловых камер в качестве наружного
теплоизоляционного слоя по решению Технического совета применять один из
следующих теплоизоляционных материалов:
 прошивные минераловатные маты в усиленной оболочке;
 современные
сверхтонкие
полимерные
теплоизоляционные
материалы
нанесенные композитным способом, обладающие также высокой устойчивостью
к различным внешним воздействиям;
 СТУ изоляцию (система теплоизоляционная универсальная);
На участках трубопроводах в пределах павильонов в качестве наружного
теплоизоляционного слоя по решению Технического совета применять один из
следующих теплоизоляционных материалов:
 скорлупы из
жесткого пенополиуретана
с последующим покрытием
оцинкованной сталью;
 прошивные минераловатные маты в усиленной оболочке;
 современные
сверхтонкие
полимерные
нанесенные
композитным
способом,
теплоизоляционные
обладающие
устойчивостью к различным внешним воздействиям;
 СТУ изоляцию (система теплоизоляционная универсальная).
Для подземной прокладки в камерах, тоннелях:
38
также
материалы
высокой
 прошивные минераловатные маты в усиленной оболочке;
 современные
сверхтонкие
полимерные
нанесенные
композитным
способом,
теплоизоляционные
обладающие
материалы
также
высокой
устойчивостью к различным внешним воздействиям;
 СТУ изоляцию (система теплоизоляционная универсальная);
 современные
высокоэффективные
минеральные
теплоизоляционные
материалы с аналогичными теплофизическими характеристиками ППУ
изоляции.
Для надземной прокладки и трубопроводов, проложенных транзитно по
техническим подпольям зданий:
 скорлупы из
жесткого пенополиуретана
с последующим покрытием
оцинкованной сталью и замковым соединением;
 СТУ изоляцию (система теплоизоляционная универсальная);
 современные
высокоэффективные
минеральные
теплоизоляционные
материалы с аналогичными теплофизическими характеристиками ППУ
изоляции с защитным покровным слоем из листовой оцинкованной стали.
Для
покрытия
трубопроводов
и
металлических
конструкций
с
целью
антикоррозионной и гидроизоляционной обработки предпочтительно два грунтовочных
слоя мастики по ТУ 5775-002-17045751-99 и один покровный слой мастики по ТУ 5775003-17045751-99, либо другие высокоэффективные материалы (по решению Технического
совета).
Для
строительных
конструкций
-
битумные
мастики,
либо
другие
высокоэффективные материалы (по решению Технического совета).
В
качестве
наружного
теплоизоляционного,
антикоррозионного
покрытия
арматуры тепловых сетей, баков аккумуляторов, теплопроводов в насосных, ЦТП, для
утепления стен зданий и сооружений сверхтонкие полимерные теплоизоляционные
покрытия, а также другие современные высокоэффективные теплоизоляционные
материалы;
Муфта:
Композиции полиэтилена трубных марок не ниже ПЭ-80, многослойный
прошивной полиэтилен изготовленный методом экструзии из полиэтилена низкого
давления (ПЭНД) марок не ниже ПЭ-80 по ГОСТ 16338. Плотность материала муфты
должна быть не менее 944 кг/м3.
Для подземных трубопроводов диаметром до 530 мм - термоусаживаемые муфты
из многослойного прошивного полиэтилена (по согласованию с Заказчиком), свыше 530
мм - электросварные муфты, изготовленные из материала трубной оболочки. Все муфты
должны быть водонепроницаемыми.
39
Компенсаторы:
В
качестве
компенсирующих
устройств,
применять
Z-образные
и
сильфонные компенсирующие устройства (СКУ).
Предизолированные СКУ в ППУ - изоляции с теплогидроизоляционной защитой, с
системой ОДК, предназначенные для компенсации осевых температурных деформаций
трубопроводов тепловых сетей с параметрами рабочей среды 150 С и 25кгс/см2.
Для подземной прокладки применять СКУ, предназначенные для бесканальной
прокладки в грунтах с повышенным уровнем грунтовых вод.
Применяемый в СКУ сильфон должен быть выполнен из нержавеющей стали,
стойкой к межкристаллитной коррозии.
Назначенная наработка СКУ для пускового режима (70% от полного рабочего хода
под воздействием внутреннего давления Ру 25кгс/см2) должна быть не менее 150 циклов.
Присоединительные патрубки должны соответствовать требованиям к стальным
трубам и их параметрам, установленных для участков трубопроводов, на которые
устанавливаются СКУ.
СКУ
изготавливаются
в
соответствии
с
техническими
условиями
ИЯНШ.300260.033ТУ, либо - эквивалентными им по качеству (по решению Технического
совета).
Арматура:
В качестве запорной арматуры применять продукцию ведущих производителей,
приоритет
отечественным
аналогам
не
уступающую
импортным
из
условия
импортозамещения.
В качестве запорной арматуры применять:
 на трубопроводах Ø300мм и выше - диско-поворотные затворы;
 на трубопроводах Ø250мм и ниже - шаровые краны.
Расчетный
срок
службы
присоединительных
патрубков
под приварку
(сварка/сварка) не менее 30 лет.
Применять
диско-поворотные
затворы
с
трехэксцентриковым
запорным
механизмом. Узел уплотнения металл-металл либо металл-комбинированное уплотнение.
Стандартнопроходные (редуцированные) шаровые краны с тройным уплотнением
штока. Увеличенная толщина стенок корпуса и патрубков. Материал корпуса и патрубков
сталь не ниже ст. 20.
40
Параметры эксплуатации: выдерживать испытательное давление и максимальные
расчетные осевые напряжения при Т = 150°С, Ру = 25 кгс/см2. Герметичность должна
соответствовать классу А в соответствии с ГОСТ 9544-2005 в обоих направлениях, при
максимальном перепаде давления на затворе 25 кгс/см2.
При осуществлении нового строительства и реконструкции тепловых сетей при
бесканальной прокладке, для управления арматурой, привод выводить через ковер;
Запрещается применять:
 устаревшее оборудование, снимаемое с производства;
 антикоррозийную обработку металлоконструкций с гарантийным сроком
действия менее 8 лет;
 арматуру и приборы автоматики, предусматривающие технологические
протечки теплоносителя при реконструкции и новом строительстве тепловых
сетей;
 кузбасслак в качестве антикоррозионного покрытия трубопроводов и
элементов конструкций тепловых сетей;
 подвесную тепловую изоляцию;
 применение канальной прокладки теплотрасс в типовом исполнении
(канальная прокладка трубопроводов с тепловой изоляцией из минеральной
ваты) может быть разрешено руководителем организации в исключительных
случаях с документальным обоснованием данной необходимости;
 ограничить применение стартовых компенсаторов при строительстве и
реконструкции тепловых сетей в ППУ изоляции;
 все используемые материалы не должны содержать асбест;
 применение спирально-шовных труб не допускается;
 применение фасонных изделий из спирально-шовной трубы не допускается.
 использование спирально-шовной полиэтиленовой оболочки не допускается;
 использование термоусаживающейся ленты без установки полиэтиленовой
муфты для изоляции стыковых соединений не допускается;
 не применять проектных решений с транзитной прокладкой трубопроводов
отопления и горячего водоснабжения по техническим подпольям зданий.
Используемые
компенсационные
устройства должны
быть
разрешены
к
применению Ростехнадзором. Разрешение Ростехнадзора к применению должно иметь
классификацию – для устройства трубопроводов тепловых сетей.
3.2. Гидроэнергетическое оборудование
41
3.2.1.Основные направления модернизации гидротурбин
 модернизация подпятника для повышения степени
эксплуатационной
надежности гидроагрегата, путем выравнивания нагрузок между сегментами с
конструкцией на жестких опорах, позволяющие повысить допустимые
нагрузки и надежность подпятников;
 модернизация направляющего аппарата гидроагрегатов, направленная на
повышение степени эксплуатационной надежности турбины и применение в
узлах
материалов
и
технологий,
упрощающих
эксплуатацию
и
обеспечивающих ее экологическую чистоту, путем замены втулок цапф
лопаток направляющего аппарата, втулок кинематики, опорных элементов
направляющего аппарата на модернизированные;
 модернизация рабочих колес гидроагрегатов с целью снижения негативного
воздействия на окружающую среду путем применения безмасляных втулок;
 модернизация рабочих колес гидроагрегатов с целью снижения негативного
воздействия
на
окружающую
среду
путем
применения
шевронных
уплотнений лопастей рабочего колеса и уплотнений предотвращающих
залповый выброс масла при отрыве лопасти;
 модернизация
турбинного
подшипника
для
повышения
степени
эксплуатационной надежности гидроагрегата путем замены рубашки вала,
увеличенной до толщины 20 мм;
 реконструкция системы охлаждения генераторного подшипника;
 замена эластичного металлопластмассового (ЭМП) покрытия сегментов
подпятника с целью обеспечения равномерности прилегания и качества
рабочей поверхности, обеспечение работоспособности при повышении
температуры в зоне контакта с диском подпятника;
 оснащение гидроагрегатов ГЭС современными средствами АСУ ТП,
системами вибродиагностики.
3.2.2. Вспомогательное оборудование
 внедрение систем управления, обеспечивающих работу вентиляционных
установок в автоматическом режиме;
 замена устаревшей системы термоконтроля гидроагрегатов на современную
микропроцессорную,
позволяющую
отслеживать
тепловое
состояние
гидроагрегатов;
 при ремонте АКЗ гидромеханического оборудования применять стойкие
высокотехнологичные лакокрасочные составы с гарантией качества сроком не
42
менее 10 лет, позволяющие сократить трудозатраты и время ремонта, и
позволяющие увеличить межремонтный период.
3.2.3. Ограничения по применению технических решений по основному
гидроэнергетическому оборудованию
 баббитовые сегменты подпятника;
 гидравлические опоры подпятники гидрогенератора;
 сегментные подшипники для вертикальных поворотно-лопатных турбин.
3.3. Электротехническое оборудование
Современное состояние электротехнического оборудования:
В филиалах ОАО «Генерирующая компания» установлено 47 генераторов и 52
силовых трансформатора. Средний срок эксплуатации генераторов составляет 33 года.
Причем 10 генераторов (21%) отработали более 40 лет. Средний срок эксплуатации
трансформаторов составляет 31 год, 30 из них (58%) отработали более 30 лет.
В распределительных устройствах электростанций установлено 113 выключателей
110-500 кВ, 1460 выключателей 6-10 кВ и 43 генераторных выключателя.
Общее количество устройств РЗА и ПА на электростанциях ОАО «Генерирующая
компания» и в тепловых сетях составляет 8190 единиц, из них микропроцессорных
устройств на присоединениях 6-500 кВ 3702 шт или 45,2% от общего количества. Средний
срок эксплуатации устройств РЗА и ПА на электромеханической основе составляет 25 лет.
Изготовленное в 60-80 годах прошлого столетия электротехническое оборудование
морально и физически устарело, в основном отработало назначенный срок службы (по
ГОСТам - 25 лет), значительно уступает современному оборудованию по техническим
характеристикам, по показателям надежности, по затратам на ремонтное обслуживание.
Из «узких» мест необходимо выделить следующее:
 8 генераторов на Заинской ГРЭС имеют устаревшую микалентную изоляцию
статора, которая в соответствии с экспертными заключениями требует замены
в ближайшее время;
 на генераторах ТВФ установлены коррозионно-нестойкие бандажные кольца
роторов, требующие учащенного контроля;
 рост газосодержания и повышенный фон частичных разрядов бумажной
изоляции в кабельных линиях 500 кВ Нижнекамской ГЭС;

наличие большого парка изношенного, ненадежного электрооборудования и
устройств РЗА (маломасляные выключатели 6-10 кВ, воздушные и масляные
генераторные выключатели 6-20 кВ, баковые масляные выключатели 110 кВ,
43
разъединители
6-10
кВ,
кабели
с
бумажно-масляной
изоляцией,
электролизные установки, релейная аппаратура, панели собственных нужд 0,4
кВ
и
щиты
постоянного
тока
открытого
исполнения),
требующих
значительных затрат на поддержание их в работоспособном состоянии;
 наличие распушения железа обода ротора, ослабление натяга обода ротора,
увеличение волны тормозного диска гидрогенераторов Нижнекамской ГЭС;
 наличие разъединителей 500 кВ с превышением назначенного срока службы
(факт 35 лет);
 наличие
в
эксплуатации
тиристорных
преобразователей
с
водяным
охлаждением с фактическим сроком эксплуатации более 30 лет.
Наиболее дефектными узлами турбогенераторов являются, щеточно-контактные
аппараты, токоподводы роторов и газоохладители.
У силовых трансформаторов к таким узлам относятся маслонаполненные ввода
110-500 кВ, устройства РПН, а также обмотки, динамически нестойкие к воздействию
токов короткого замыкания.
По
вспомогательному
оборудованию
наиболее
ненадежными
являются
маломасляные выключатели 6-10 кВ, опорная фарфоровая изоляция 110-500 кВ, обмотки
электродвигателей 0,4-10 кВ и низковольтные автоматы 0,4 кВ (типа АВМ, Электрон).
Техническая политика по электротехнической части направлена на ликвидацию
«узких» мест путем замены отработавшего назначенный срок службы оборудования,
устройств РЗА и ПА на современное малообслуживаемое, путем поддержания в
исправном
состоянии
действующего
электротехнического
оборудования
за
счет
модернизации и замены изношенных узлов, применения передовых технологий
ремонтного обслуживания и внедрения современных систем мониторинга и диагностики,
позволяющих выявлять дефекты на ранних стадиях развития, следовательно, проводить
ремонты, исходя из технического состояния оборудования.
В филиалах ОАО «Генерирующая компания» проведена определенная работа по
замене устаревшего оборудования, в частности по замене масляных и воздушных
выключателей на элегазовые и вакуумные. Доля элегазовых выключателей 110-500 кВ
составляет 55% от установленных, доля вакуумных – 28%, доля элегазовых генераторных
выключателей – 15%.
Для оценки технического состояния наряду с традиционными испытаниями
генераторов проводятся обследования с привлечением специализированных организаций,
в т.ч. замеры уровней частичных разрядов. Основными методами диагностики силовых
трансформаторов под рабочим напряжением является проведение хроматографического
44
анализа растворенных в масле газов, вибро- и тепловизионное обследование, замеры
уровней частичных разрядов в изоляции.
Общие требования:
При техперевооружении и реконструкции электротехнического оборудования
электростанций наиболее перспективным является применение малообслуживаемого
оборудования, как правило, не требующего капитального ремонта в течение всего
гарантированного ресурсного срока службы.
Электротехническое
оборудование
электростанций
должно быть
оснащено
комплексными диагностическими системами управления, обеспечивающими достаточный
контроль за состоянием оборудования и режимом его работы.
Оборудование должно быть сертифицировано и иметь гарантийный срок службы
не менее 35-40 лет. В части подстанционного оборудования и материалов рекомендуется
использовать электрооборудование и материалы, допущенные к применению на объектах
ОАО «ФСК ЕЭС».
Оборудование должно быть рассчитано для эксплуатации в условиях сейсмичности
не менее 7 баллов по шкале МSK-64, климатическое исполнение согласно ГОСТ 15150 У, УХЛ или В.
3.3.1. Генераторное оборудование
Типовые технические решения на действующем оборудовании:
 повышение надежности эксплуатации бандажных узлов роторов за счет
выполнения отраслевых рекомендаций и проведения планомерной замены
бандажных колец на коррозионностойкие;
 внедрение высокоэффективных вихревых систем осушки водорода в корпусах
генераторов, современных газоохладителей;
 оснащение генераторов датчиками контроля частичных разрядов обмотки
статора;
 реконструкция
ЩКА
турбогенераторов
с
применением
современных
щеточных материалов и быстросъемных щеткодержателей с пружинами
постоянного нажатия;
 замена обмоток статоров генераторов с компаундированной изоляцией на
обмотки с использованием стержней с монолитной изоляцией заводского
изготовления;
 при ремонте планировать замену отработавшего свой ресурс оборудования
возбуждения на быстродействующее тиристорное возбуждение;
 при реконструкциях на гидрогенераторах увеличить количество клиновых
полос обода ротора для концетричности обода ротора.
45
При новом строительстве и реконструкции рекомендуются к применению:
 турбогенераторы единичной мощностью до 200-300 МВт с воздушным
охлаждением серии ТФ и ТЗФ, и мощностью свыше 300 МВт с водяным
охлаждением серии ТЗВ;
 гидрогенераторы
с
наименьшими
потерями
на
намагничивание
и
наименьшим потреблением на возбуждение;
 на гидрогенераторах - бесстыковые статоры;
 асинхронизированные турбогенераторы при соответствующем обосновании
системных условий и требований по устойчивости;
 расширенная
система
контроля
и
диагностики
состояния
турбо-
и
гидрогенераторов со встроенными интеллектуальными датчиками контроля
изоляции ротора под напряжением, температуры нагрева активных частей,
подшипников, охлаждающих сред, обмоток статора и ротора, контроля
вибрационного состояния элементов генератора, параметров влажности
водорода (воздуха), подстуловой изоляции, увлажнения междуфазных зон,
витковых замыканий;

быстродействующие тиристорные или бесщеточные системы возбуждения с
кратностью форсировки возбуждения по напряжению и току не менее 2, для
статических систем самовозбуждения – не менее 2,5. Системы возбуждения и АРВ
генераторов должны соответствовать требованиям ПТЭ (раздел 5.1), ПУЭ 6-е
издание
(главы
турбогенераторов,
технические
3.3,
5.2)
и
ГОСТа
гидрогенераторов
условия».
и
Предпочтение
21558-2000
«Системы
возбуждения
синхронных компенсаторов.
отдавать
системам
с
Общие
воздушным
охлаждением
 статические системы резервного возбуждения.
Ограничить применение (при новом строительстве и реконструкции):
 турбогенераторов с водородным и масляным охлаждением;
 гидрогенераторов с подпятниками на гидравлической опоре.
Запретить применение (при новом строительстве и реконструкции):
 генераторов с гарантированным ресурсным сроком эксплуатации менее 40
лет (согласно ГОСТ 27625-88);
 компаундированной изоляции обмотки статора и ротора;
 турбогенераторов с номинальным коэффициентом мощности менее 0,85;
 электромашинных и высокочастотных систем возбуждения.
3.3.2. Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)
46
Типовые технические решения на действующем оборудовании:
 замена
маслонаполненных
и
пропитанных
маслом
вводов
на
взрывобезопасные вводы с твердой внутренней RIP-изоляцией;
 замена динамически нестойких обмоток силовых трансформаторов;
 при ремонте планировать замену воздухоосушителей трансформаторов на
необслуживаемые (с системой подогрева);
 установка предохранительных клапанов вместо выхлопной трубы;
 проведение при обследовании трансформаторов с целью оценки технического
состояния наряду с традиционными испытаниями замеров уровней частичных
разрядов, вибромониторинга, контроля содержания фурановых соединений,
степени полимеризации бумажной изоляции и определения геометрии
обмоток методом низковольтных импульсов;
 устройство железобетонных маслоприемников с огнепреградителями без
применения гравийно-щебеночной засыпки;
 покраска корпусов трансформаторов атмосфероустойчивым покрытием со
сроком службы не менее 10 лет;
 проведение капитальных ремонтов исходя из технического состояния.
При новом строительстве и реконструкции рекомендуется к применению
силовые трансформаторы и автотрансформаторы:
 не требующие подпрессовки обмоток в течение всего срока службы;
 с взрывобезопасными вводами с твердой внутренней RIP-изоляцией;
 обладающие необходимой динамической стойкостью и низкими потерями
х.х. и к.з.;
 с эффективными системами охлаждения путем принудительной или
естественной циркуляцией масла;
 оснащенные
при
необходимости
системами
пожаротушения
и
предотвращения от взрывов и возгораний;
 оснащенные устройствами РПН повышенной надежности;
 оснащенные системой мониторинга и диагностики, позволяющей оценить в
реальном времени состояние трансформаторного масла, изоляционной
системы, магнитной системы, контактных соединений, геометрического
состояния обмоток, системы охлаждения, переключающих устройств,
высоковольтных вводов, средств защиты масла;
 трансформаторы собственных нужд 6-10 кВ с твердой изоляцией.
47
Запретить применение трансформаторов, автотрансформаторов (при новом строительстве
и реконструкции):
 с гарантированным ресурсным сроком эксплуатации менее 30 лет;
 с маслонаполненными и пропитанными маслом вводами до 220 кВ
включительно;
 с устройством огнепреградителей путем засыпки маслоприемников гравием
или щебенкой;
 с встроенными трансформаторами тока с классом точности обмотки
измерений ниже 0,2 для АИИС КУЭ и ниже 0,5 для остальных измерений.
3.3.3. Вспомогательное оборудование
Рекомендуется к применению:
Коммутационная аппаратура:
 колонковые и баковые элегазовые выключатели на напряжение 110-500 кВ с
пружинными или гидравлическими приводами;
 вакуумные
выключатели
на
напряжение
6-10
кВ
(элегазовые
при
выключателям
при
соответствующем обосновании);
 элегазовые генераторные выключатели;
 предпочтение
отдавать
вакуумным
генераторным
соответствии технических характеристик требуемым;
 разъединители горизонтально-поворотного типа на напряжение 110-500 кВ с
электродвигательными приводами (в том числе для привода заземляющих
ножей) с высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными
изоляторами;
 автоматические выключатели 0,4 кВ со встроенными регулируемыми,
магнитотермическими и электронными расцепителями, в том числе в
комплекте с микропроцессорными блоками защит.
Измерительные трансформаторы:
 элегазовые и маломасляные трансформаторы тока и напряжения 110 кВ и
выше, с классом точности обмотки для АИИС КУЭ не ниже 0,2 и 0,2S;
 емкостные трансформаторы напряжения классом точности обмотки для
АИИС КУЭ не ниже 0,2;
 выносные трансформаторы тока на линиях 110-220 кВ для целей измерения;
48
 комбинированные трансформаторы тока и напряжения 110-220 кВ в одном
корпусе
при
технико-экономическом
обосновании
эффективности
их
применения;
 антирезонансные трансформаторы напряжения 6-220 кВ (при обосновании
возможности возникновения феррорезонансных колебаний);
 оптоэлектронные трансформаторы тока и напряжения в отдельных случаях в
соответствии с техническими заданиями.
Компактные и комплектные РУ:
 элегазовые комплектные распределительные устройства (КРУЭ) 110-500 кВ, в
том числе компактные ячейки 110-220 кВ при стесненности территорий и в
условиях сильной загрязненности атмосферного воздуха;
 РУ 110-500 кВ с жесткой ошиновкой с максимальным использованием
блочной заводской комплектации при наличии конкретных обоснований;
 КРУ 6-10 кВ. с вакуумными (элегазовыми) выключателями и современными
микропроцессорными
защитами
с
пружинными
приводами
или
электромагнитными приводами малой энергоемкости;
 КРУ 0,4 кВ для питания собственных нужд, оснащенные селективными
автоматами с микропроцессорными расцепителями.
Асинхронные электродвигатели:
 электродвигатели на номинальное напряжение 6-10 кВ с влагостойкой
термореактивной
изоляцией
обмоток
типа
«монолит-2»
класса
нагревостойкости «F»;
 устройство плавного пуска для электродвигателей 0.4 кВ, мощностью 50 кВт
и выше;
 электродвигатели, оснащенные частотно-регулируемыми приводами ведущих
производителей;
 мониторинг
крупных
электродвигателей
(сопротивление
изоляции,
температуры медь-железо, обрыв фазы, перегрузка, вибрация).
Ограничители перенапряжения:
 ограничители
перенапряжений
(ОПН)
на
основе
оксидно-цинковых
резисторов для всех классов напряжений, преимущественно с внешней
полимерной изоляцией, взрывобезопасных с достаточной энергоемкостью и
защитным уровнем.
Реакторы:
 современные
токоограничивающие
изоляцией;
49
реакторы
6-10
кВ
с
полимерной
 взрывобезопасные высоковольтные конденсаторы связи с полимерной
покрышкой.
Системы оперативного постоянного тока:
 системы оперативного постоянного тока в комплекте с малообслуживаемыми
стационарными аккумуляторными батареями;
 аккумуляторные батареи, обеспечивающие при исчезновении переменного
напряжения, питание электродвигателей (аварийных маслонасосов систем
смазки,
уплотнений),
аварийного
освещения,
питание
постоянно
подключенных потребителей (системы управления, защит, измерения,
сигнализации);
 точность поддержания заданного напряжения подзарядным устройством должна
быть не более ± 0,5 %, величина пульсаций на выходе подзарядного устройства при
работе на активную нагрузку не должна превышать 0,5 %;
 автоматическая система поиска замыканий на землю сети постоянного тока
(мониторинг) с выводом информации на АРМ;
 распределенные системы оперативного постоянного тока с раздельным питанием
цепей защиты и управления.
Кабели, токопроводы:
 силовые кабели 6 - 500 кВ с изоляцией из «сшитого» полиэтилена,
исполнения «нг-LS»;
 кабели силовые и контрольные до 1000В исполнения «нг-LS», не
распространяющие горение, с низким дымогазовыделением;
 токопроводы генераторного и среднего напряжения собственных нужд с
твердой изоляцией;
 покрытие действующих кабелей современными огнезащитными материалами
(ВУП-2К, ПРОТЕРМ СЕ и др.);
 прокладка кабелей в ОРУ в трубах или в надземных металлических коробах;
 кабельные конструкции
в кабельных
сооружениях, выполненные из
коррозионностойких материалов.
Электролизные установки:
 применение компактных электролизных установок со сроком службы не
менее 30 лет, работающих полностью в автоматическом режиме с
минимальным воздействием оперативного персонала;
 мониторинг с выводом информации на АРМ дежурного персонала.
ОРУ, ЗРУ и трансформаторные площадки:
50
 опорная изоляция для 6-35 кВ фарфоровая, полимерная или из композитных
материалов;
 опорная изоляция для 110-500 кВ из высокопрочного фарфора или
полимерная;
 полимерные проходные изоляторы 110 кВ;
 подвесная изоляция 6-500 кВ из стеклянных или полимерных изоляторов;
 оцинкованные
или
коррозионностойкие
стали
для
изготовления
металлоконструкций порталов и опор под оборудование;
 облегченные предварительно-напряженные железобетонные стойки, лежни
и железобетонные сваи под оборудование;
 фундаменты для безкареточной и безрельсовой установки трансформаторов;
 современные высокоэффективные материалы для защиты от коррозии
строительных конструкций со сроком службы не менее 10 лет;
 покрытие территории ОРУ щебенкой или гравием (при соответствующем
обосновании);
 оснащение сетей освещения энергосберегающими лампами и светильниками
с автоматическим управлением включения-отключения в зависимости от
уровня освещенности с условием - при наличии достаточного техникоэкономического обоснования.
Запретить применение (при новом строительстве и реконструкции):
 масляных,
маломасляных
и
воздушных
выключателей
всех
классов
напряжений;
 пневматических
и
электромагнитных
приводов
для
высоковольтных
выключателей;
 вентильных разрядников;
 подвесных фарфоровых изоляторов;
 разъединителей без электродвигательного привода РУ 110 кВ;
 аккумуляторных батарей открытого исполнения и со сроком эксплуатации
менее 20 лет;
 аккумуляторных батарей с гелеобразным электролитом;
 кабелей с бумажно-масляной изоляцией и изоляцией, поддерживающей
распространение горения;
 измерительных трансформаторов тока и напряжения с масляной изоляцией, с
классом точности ниже 0,5;
51
 оборудование
систем
оперативного
тока
без
встроенных
функций
мониторинга;
 схем РУСН 0,4-10 кВ без автоматического включения резерва (АВР);
 панелей РУ СН 0,4 кВ и щитов постоянного тока открытого исполнения;
 автоматических выключателей 0,4 кВ типа АВМ, Электрон;
 применение маслонаполненных кабелей.
3.3.4. Релейная защита и автоматика
Общие требования:
Требования к устройствам РЗА и ПА определяются на основании следующих
нормативно-технических документов:
 СО 34.35.310-97 «Общие технические требования к микропроцессорным
устройствам защиты и автоматики энергосистем»;
 Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.001-2011
«Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем.
Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса.
Условия создания объекта. Нормы и требования»;
 Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.001-2010
«Технические
правила
организации
в
ЕЭС
России
автоматического
ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности
(автоматическая частотная разгрузка)»;
 Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.020.002-2012
«Релейная
защита
и
автоматика.
Взаимодействие
субъектов
электроэнергетики, потребителей электрической энергии при создании
(модернизации) и организации эксплуатации»;
При
применять
техперевооружении
и
реконструкции
энергообъектов
рекомендуется
устройства преимущественно одного производителя для
однотипных
равнофункциональных защит, выполненные на микропроцессорной элементной базе. При
воздействии различных неблагоприятных факторов внешней среды, влияющих на
надежность функционирования РЗА, допускается применять в РУ 6-10 кВ устройства на
базе электромеханических реле.
52
В соответствие с Программой импортозамещения в Российской Федерации при
техперевооружении, реконструкции, модернизации энергообъектов осуществлять выбор
устройств РЗА преимущественно отечественного производства.
При модернизации первичного оборудования, как правило, должна проводиться, и
модернизация РЗА.
При развитии системы релейной защиты и автоматики должны учитываться
вопросы интеграции систем релейной защиты и автоматики с АСУ ТП энергообъектов.
Интеграция должна осуществляться на информационном уровне. При этом действие
основных функций релейной защиты и автоматики не должно зависеть от состояния АСУ
ТП.
При установке микропроцессорных устройств РЗА необходима проверка состояния
электромагнитной обстановки для исключения влияния на работу микропроцессорных
защит различного рода помех.
Не рекомендуется применять устройства РЗА, имеющие:
 повышенную сложность в эксплуатации и обслуживании;
 низкую и дорогую ремонтопригодность;
 неполную линейку защит для данного класса напряжения;
 несовместимость ПО с уже введёнными в работу устройствами РЗА и
отсутствием возможности создания единой информационной сети;
 недостаточную проработку схем проектными организациями;
 неполное соответствие принципов действия, принятым в России нормам;
 повышенную стоимость при одинаковых параметрах относительно других
независимых производителей устройств РЗА.
3.4. АСУ ТП
Общие требования:
 вновь создаваемые АСУ ТП должны соответствовать РД 153-34.1-35.127-2002
“Общие требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП
тепловых электростанций”;
 вновь создаваемые и эксплуатируемые АСУТП должны соответствовать
требованиям законодательства РФ к обеспечению защиты информации в
автоматизированных
системах
управления
производственными
и
технологическими процессами;
 обеспечение единства измерений и требуемой точности измерений и
вычислений, должно охватывать все стадии создания ПТК, проектирования
53
АСУ ТП и эксплуатации ПТК в составе АСУ ТП на ТЭС и проводиться в
соответствии с РД 153-34.0-11-117-2001;
 приоритетными направлениями повышения технологичности управления и
эксплуатации объектов являются разработка и внедрение адаптивных
унифицированных
комплексных
управляющих
интегрированных
комплексов,
решений
в
а
также
комплекте
с
внедрение
основным
оборудованием объекта, оснащенными полнофункциональными системами
управления
и
диагностирования
основного
-
«котел-турбина»
и
вспомогательного оборудованием.
Рекомендуется применять:
 современные технические средства на уровне лучших отечественных и
мировых
разработок,
при
этом
предпочтение
должно
отдаваться
отечественным разработкам при прочих равных условиях;
 программно-технические комплексы (ПТК), выполненные по технологии, не
требующей
проведения
технического
обслуживания
во
время
их
эксплуатации на протяжении всего срока службы;
 ПТК, имеющие межповерочный интервал не менее чем межремонтный
период оборудования, на котором они установлены;
 ПТК, имеющие открытый протокол обмена данными, формат базы данных и
алгоритм работы;
 дублирование ПТК с возможностью «горячего резерва» и «безударного
перехода» с основного контроллера на резервный;
 ПТК имеющие пожизненную гарантию и техподдержку от производителя;
 системы диспетчеризации и АСУ ТП при модернизации, реконструкции и
новом строительстве ЦТП, АИТП, ПНС и других пунктов контроля и учета
тепловой энергии.
Нецелесообразно применять:
 закрытые системы типа «Черный ящик», которые не дают возможности
изменять алгоритмы работы как системы в целом, так и её составных частей
исходя из меняющихся в процессе эксплуатации условий (программного
обеспечения, нормативно-технической документации и т.д.);
 ПТК, без возможности их наращивания и объединения различных систем в
комплекс.
54
3.5. Экология
3.5.1 Существующее состояние воздействия ОАО «Генерирующая компания» на
окружающую среду
Обязательства Компании в области экологии определяются экологической
политикой, являющейся частью технической политики Компании, и реализуются
посредством выполнения экологических программ.
Несмотря
на
выполнение
целевых
и
плановых
показателей
реализации
экологической политики, воздействие на окружающую среду филиалов Компании
остается значительным.
Основными экологическими проблемами продолжают оставаться: загрязнение
атмосферного воздуха стационарными источниками загрязнения; неудовлетворительное
качество сточных вод по отдельным показателям; сложность увеличения объемов
утилизации, вторичного использования и переработки отходов.
3.5.2. Общие требования
Основными требованиями технической политики Общества в области
экологической безопасности являются
 распространение эффективных, с точки зрения охраны окружающей среды,
типовых
технологических
мероприятий
и
технических
решений,
направленных на снижение негативного воздействия энергетического
оборудования на окружающую среду;
 использование наилучших доступных технологий при строительстве новых
объектов, реконструкции и модернизации действующего оборудования;
 реализация перспективных технологий с обязательной оценкой воздействия
на окружающую среду, по результатам которой, при необходимости
обеспечения требуемых нормативов качества окружающей среды, внедряются
дополнительные
технологические
мероприятия,
устанавливается
природоохранное оборудование.
3.5.3. Охрана атмосферного воздуха
При эксплуатации котельного оборудования необходимо:
 исключить необоснованные растопки;
 минимизировать фактическое использование мазута в топливных балансах
станций;
 стремиться к ограничению приобретения высокосернистого мазута.
При модернизации и реконструкции следует учитывать, что:
55
 выбросы
загрязняющих
веществ
в
атмосферный
воздух
должны
удовлетворять нормативам государственных и отраслевых стандартов,
действующих на момент ввода оборудования в эксплуатацию;
 с
учетом
технических
особенностей
видов
основного
оборудования
приоритетным направлением должна быть максимально полная реализация
типовых малозатратных технологических мероприятий, направленных на
снижение выбросов загрязняющих веществ, таких как: нестехиометрическое
сжигание
топлива,
двухступенчатое
сжигание,
дожигание
продуктов
неполного сгорания топлива, малоэмиссионные горелки;
 применение рециркуляции дымовых газов, малоэмиссионных горелок,
впрыск воды (с приоритетным использованием сточных вод), понижение
температуры подогрева воздуха, поступающего в топку, шарикоочистка
трубных систем конденсаторов по результатам технико-экономическоого
обоснования.
При новом строительстве рекомендуется к применению:
 наилучшие существующие (доступные) технологии, направленные на
снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух;
 внедрение систем автоматического контроля и управления процессом горения
и систем непрерывного мониторинга выбросов.
3.5.4. Охрана водного бассейна
Сбросы сточных вод в поверхностные водные объекты, централизованные системы
водоотведения и на рельеф местности должны удовлетворять установленным нормативам
допустимых сбросов.
При модернизации и реконструкции обязательны к применению и внедрению:
 мероприятия,
направленные
на
снижение
собственных
нужд
химобессоливающих установок;
 системы очистки производственных сточных вод, позволяющие использовать
очищенные стоки в технологическом процессе.
Типовые технические решения на действующем оборудовании, направленные на
снижение сбросов загрязняющих веществ:
 технологические схемы, увеличивающие повторное водоиспользование,
исключающие сброс производственных сточных вод в поверхностные водные
объекты и централизованные системы водоотведения;
56
 ведение
водного
коррекционной
режима
энергетических
котлов
питательной
воды
обработки
с
применением
современными,
высокоэффективными, экологически безопасными реагентами;
 внедрение автоматизированных систем контроля и учета сбрасываемых
стоков;
 повышение качества ремонта и обслуживания оборудования, направленное на
снижение
потерь
воды,
пара,
конденсата,
исключение
протечек
нефтепродуктов;
 максимальное использование производственных сточных вод, передаваемых
сторонним организациям;
 использование ливневых и талых вод в технологическом процессе.
При новом строительстве рекомендуется к применению:
 системы
водоподготовки,
основанные
на
использовании
наилучших
доступных технологий;
 схемы с оборотным и повторным водоснабжением;
 автоматизированные
системы
контроля
и
управления
процессами
водоподготовки и учета расходов воды и стоков;
 очистные сооружения на основе мембранных технологий;
 локальные очистные сооружения;
 ввод новых производственных площадей только с системами ливневой
канализации;
 технологии, предусматривающие повторное использование сточных вод.
3.5.5. Обращение с отходами производства и потребления и охрана земель
Типовые технические решения, направленные на снижение нагрузки на окружающую
среду при обращении с отходами:
 организация селективного сбора отходов;
 оценка состояния отходов с определением пригодности их в качестве
вторичных материальных ресурсов для использования или продажи;
 использование отходов в соответствии с технологическими регламентами
вторичного использования;
 рекультивация земель, нарушенных в результате выполнения работ;
 благоустройство производственной территории.
57
3. 6. Системы коммерческого и технического учета
3.6.1. Общие требования
Целью Технической политики в области коммерческого и технического учета
является повышение точности и достоверности измерения, соблюдение действующих
правил, норм и стандартов.
Требования к измерениям и средствам измерения регламентируются законом
№102-ФЗ от 26.06.2008 года «Об обеспечении единства измерения».
3.6.2. АИИС КУЭ
Создание
автоматизированных
информационно-измерительных
систем
коммерческого учета электроэнергии объекта и обеспечения интерфейсов обмена
информацией со смежными субъектами оптового рынка электроэнергии осуществляется в
соответствии с требованиями, формируемыми организатором рынка (НП «Совет рынка»).
3.6.3. АСКУГ
Коммерческие узлы учета газа реализуются при помощи метода переменного
перепада давления с применением стандартных сужающих устройств в соответствии с
требованиями ГОСТ 8.586-2005. Проходят метрологическую экспертизу и согласование к
применению с поставщиком газа.
3.6.4. АСКУТ
Коммерческий учет тепловой энергии осуществляется в соответствии с правилами
учета тепловой энергии и теплоносителя, утвержденными Постановление Правительства
РФ от 18.11.2013 г. № 1034 «О коммерческом учете тепловой энергии, теплоносителя» и
Методикой осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя,
утвержденной Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального
хозяйства
от
17.03.2014г.
№99/пр
«Об
утверждении
Методики
осуществления
коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя».
Узлы учета реализуются:
 по пару - при помощи метода переменного перепада давления с применением
стандартных сужающих устройств (ГОСТ 8.586-2005) и осредняющих
напорных трубок;
 по воде - с применением ультразвукового, электромагнитного методов и
методом переменного перепада давления на основе осредняющих напорных
трубок;
58
В теплосетевых филиалах компании рекомендуется создавать системы сбора и
обработки показаний с приборов учета потребителей.
3.6.5. Технические решения на действующем оборудование технического учета
Производить замену средств измерения устаревшего типа (КС-4, КС-2, КПП-1,
ППР-4, ПП-4, КП140, КМ140, ДСР, ДПР, ВМД, КСД, КПД, ДСП, КД140М, КСУ, КПУ1,
ФШЛ, РП-160) на цифровые приборы и информационно-измерительные системы,
имеющие класс точности 0,5 и выше.
Применять средства измерения с возможностью технического обслуживания без
остановки подачи измеряемой среды, с увеличенным межремонтным циклом и
межповерочным интервалом 2 года и выше.
С целью повышения достоверности измерений температуры производить замену
средств измерений (термопреобразователей) устаревшего типа с гр. 23, гр. 21 на
современные с гр. 100М, 100П и выше, и производить подключение по 3 или 4-х
проводной схеме.
3.7. Здания и сооружения
Общие требования:
При строительстве новых или реконструкции действующих зданий и сооружений
необходимо обеспечивать выполнение следующих условий:
 создание в технологических помещениях микроклимата, снижающего
возможного негативного воздействия на оборудование (особенно при
наличии агрессивных сред) и персонал (шум, вибрация и др.);
 обеспечения соответствия степени пожарной безопасности (в т.ч. ограничение
возможности распространение огня и др.);
 обеспечения
предотвращения
повреждения
несущих
строительных
конструкций зданий, травмирования людей опасными факторами взрыва за
счет сброса давления (энергии взрыва) в атмосферу в результате вскрытия
проемов
в
ограждающих
предохранительными
конструкциях
противовзрывными
зданий,
устройствами
перекрываемых
(остекление,
специальные окна или легкосбрасываемые конструкции);
 предусматривать возможность проведения обследования сооружений без
отключения оборудования;
 здания и сооружения должны быть рассчитаны с учетом сейсмической
интенсивности нахождения района не менее 7 баллов по шкале MSK-64;
59
 для вновь вводимых и реконструируемых зданий должен быть присвоен класс
не ниже А и В, на стадии проектирования не допускается присвоение классов
D и E;
 учитывать
результаты
проведенных
обязательных
энергетических
обследований, выполненных в соответствии с Федеральным законом N 261ФЗ от 23.11.2009г;
 энергетическую эффективность зданий следует устанавливать в соответствии
с классификацией по таблице 3. СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий».
 применение световодов для освещения промышленных и производственных
помещений;
 гидротехнические сооружения должны быть оснащены автоматизированными
системами диагностического контроля (АСДК) с целью оценки состояния
сооружений в режиме реального времени.
Набор типовых технологий и технических решений на действующем оборудовании:
 предусматривать при необходимости возможность вентиляции в подвальных
помещениях турбинных отделений;
 при ремонтах кровель применять несгораемые материалы, при этом
исключить,
как
нецелесообразное,
совместное
применение
материала
Линокром с последующей подсыпкой слоя керамзита, и в случаях, где
использование керамзита приводит к засорению водостоков и канализации с
вероятностью затопления действующего оборудования и роста расходов на
прочистку и ремонт водостоков и канализации;
 при ремонте коммуникаций и сантехнических систем зданий и сооружений
предусматривать замену материала труб и их теплоизоляции на современные
долговечные энергоэффективные материалы;
 применение материалов, снижающих тепловые потери;
 при реконструкции градирен применять современные технологии защиты от
коррозии железобетонных конструкций;
 при замене существующих оросителей и каплеуловителей рекомендуется
использовать оборудование из полимерных материалов;
 для ремонта гидроизоляции заглубленных зданий и сооружений применять
технологии с использованием гидроизоляционных материалов проникающего
действия, что позволяет не выполнять вскрытие грунта и нарушение
благоустройства с наружной стороны здания;
 при ремонте АКЗ конструкций зданий и сооружений применять стойкие
высокотехнологичные лакокрасочные составы с гарантией качества сроком не
60
менее 10 лет, позволяющие сократить трудозатраты и время ремонта, и
позволяющие увеличить межремонтный период;
Выбор технологий при реализации планов нового строительства:
 применение технологий и материалов (высокопрочных бетонов, бетонов на
легких заполнителях, металлоконструкций из особо прочных сортов стали,
алюминиевых сплавов, тонкостенного прокатного и гнутого профиля и др.),
позволяющих при увеличении энергетической эффективности и без ущерба
прочностным характеристикам максимально снизить массу конструкций, а
также
приводящих
к
уменьшению
материалоемкости
и
стоимости
строительно–монтажных работ;
 каркасное строительство;
 мастичное кровельное покрытие;
 применение наливных бесшовных кровель зданий и сооружений из
композиции на основе жидких углеводородных каучуков;
 сэндвич панели;
 срок
службы
зданий
предусматривать
больше
«жизненного
цикла»
оборудования.
Ограничение по применению технологий
 отказ от материалов, оказывающих вредное воздействие на окружающую
среду и организм человека;
 отказ от материалов, увеличивающих пожароопасность зданий и сооружений;
 отказ от материалов и конструкций, требующих при необходимости ремонта
больших материальных технических средств, а также сложных технологий.
3.8. Построение и применение ИСУ (информационных систем управления)
Корпоративная информационная система управления (ИСУ) направлена на
поддержку бизнес-процессов Компании и состоит из комплекса технических средств,
программного обеспечения и организационных документов.
3.8.1. Общие требования к построению ИСУ
 Системность.
 Комплексность.
 Модульность.
 Открытость.
 Адаптивность.
 Интегрируемость.
61
 Надежность.
 Безопасность.
 Масштабируемость
(увеличение
количественных
параметров
информационных услуг без перестройки архитектуры и массовой замены
программных и аппаратных средств).
 Мобильность.
 Простота
в
изучении,
интуитивно
понятный
интерфейс,
подробное
документирование.
 Поддержка внедрения и сопровождения со стороны разработчика (или
системного интегратора).
При выборе конкретных технических решений для построения ИСУ необходимо
учитывать:
 требования к качеству информационных услуг, представляемой ИСУ
(доступность, время отклика, надежность хранения информации, удобство
использования и пр.);
 общую стоимость владения на протяжении жизненного цикла с учетом затрат
на создание, запуск в эксплуатацию, эксплуатацию и поддержание
работоспособности, предполагаемое расширение и вывод из эксплуатации;
 ИСУ должны соответствовать требованиям, определяемым действующими в
Компании регламентирующими документами в области информационной
безопасности и эксплуатации информационных систем;
 для построения ИСУ должны применяться только стандартные аппаратные
компоненты, выпускаемые в промышленных сериях;
 целесообразно на долгосрочный период выбирать единого производителя по
направлениям: аппаратные, программные компоненты ИСУ, оборудование
стандартного рабочего места, сети передачи данных, системы связи и
телеметрии и т.д.;
 оборудование
должно
быть
размещено
в
помещениях,
специально
подготовленных для этих целей, удовлетворяющих действующим нормам и
правилам;
 все программные компоненты ИСУ должны иметь авторскую чистоту;
 на
все
программные
компоненты
ИСУ
должны
иметься
лицензии
разработчика.
Развивать
функциональность
используемых
корпоративной ИСУ:
62
в
Компании
компонентов
 ERP-система (ИСУ «Парус»);
 BPM-система (ПО PlanDesigner);
 EAМ-система (ИСУ ТОиР);
 Система электронного документооборота (СЭД «Дело»);
 Автоматизированная система оптимального планирования режимов работы
(АСОПРР);
 Оперативный информационный комплекс (ОИК).
3.8.2. Центры обработки данных (ЦОД, серверные)
Для организации ЦОД рекомендуется использование технологий виртуализации,
предполагающей использование унифицированного парка аппаратных средств ЦОД для
работы различных серверных приложений.
Инженерная
инфраструктура
ЦОД
должна
включать
в
себя
системы
гарантированного электроснабжения, кондиционирования и вентиляции, пожаротушения,
контроля доступа, мониторинга состояния оборудования
3.8.3. Требования к оснащению автоматизированных рабочих мест
Для оснащения стандартного рабочего места должно применяться оборудование,
выпускаемое в промышленных сериях производителями, занимающими значительную
долю соответствующего рынка в течение длительного времени. Целесообразно на
долгосрочный период выбирать единого производителя оборудования стандартного
рабочего места.
Оборудование и программное обеспечение для оснащения стандартного рабочего
места должно быть унифицировано для всех подразделений Компании.
Срок службы вычислительной техники установить не менее шести лет с
возможностью модернизации не чаще, чем раз в 3 года. В отдельных случаях возможно
установление более короткого срока эксплуатации. На оргтехнику срок службы
определяется наработкой согласно паспортным характеристикам.
Рекомендуется применять для автоматизации функций стандартного рабочего
места, не требующих выделенного доступа одного пользователя (печать, сканирование и
др.), высокопроизводительное оборудование с доступом по сети.
Программное обеспечение, используемое на рабочих местах, должно быть
стандартизировано. Количество используемых версий стандартного программного
обеспечения должно быть сведено к минимуму (перечень подлежит постоянному
обновлению).
63
Для
программного
обеспечения,
имеющего
критическое
значение
для
непрерывного функционирования бизнес-процессов Компании, должна предоставляться
техническая поддержка от разработчика.
Все стандартное программное обеспечение должно иметь
интерфейс,
за
исключением
отдельных
направлений
русскоязычный
применения
программного
обеспечения, оговариваемых отдельно.
Все стандартное программное обеспечение должно иметь форматы хранения
данных, соответствующие стандартам де-факто и иметь средства экспорта данных в
другие распространенные форматы данных.
Все
компоненты
стандартного
программного
обеспечения
должны
иметь
возможность обмена данными друг с другом с применением стандартных механизмов
взаимодействия.
Для организации эксплуатации вычислительной и организационной техники (ВТ,
ОТ) на предприятиях Компании, необходимо руководствоваться стандартами ITIL|ITSM и
в обязательном порядке использовать Service Desk.
3.8.4. Бизнес-приложения
При выборе и построении новых информационных систем следует обеспечивать
совместимость и обмен информацией с существующими системами через стандартные
программные интерфейсы.
Бизнес-приложения различного назначения должны быть унифицированы для всех
подразделений Компании.
3.8.5. Сети передачи данных
Сети
передачи
данных
должны
использовать
протоколы
и
интерфейсы,
соответствующие международным и российским стандартам.
При
пересмотре
технических
характеристик
сетей
и
планировании
их
модернизации должны закладываться целевые параметры, обеспечивающие как минимум
2-кратное превышение требуемого на текущий момент уровня. Рекомендуется при
модернизации сетей использовать волоконно-оптические линии связи (ВОЛС) в качестве
магистральных
каналов связи
между зданиями
и
географически
разнесенными
промышленными площадками. При планировании сетей отдельных зданий и сооружений
предусматривать построение комплексных структурированных кабельных сетей (СКС) с
использованием кабельных линий связи (КЛС).
При отсутствии технической возможности или экономической целесообразности
организации сетей на базе ВОЛС или КЛС могут применяться технологии и оборудование
беспроводной связи.
64
При
проектировании
локальных
сетей
особое
внимание
уделять
отказоустойчивости сетевых конфигураций, обеспечиваемых:
 резервированием маршрутов передачи пакетов;
 дублированием активных сетевых устройств;
 применением специализированных сетевых протоколов (для исключения
образования петель, балансировки нагрузки и т.д.);
 резервированием электропитания активного оборудования.
Для построения корпоративных сетей должны использоваться как общедоступные,
так и выделенные каналы с применением соответствующих средств зашиты информации.
Развитие сети передачи данных должно идти за счет расширения объема
телекоммуникационных услуг (речь, видео, данные), обеспечение возможности передачи
возрастающего объема информации на объекты электроэнергетики.
Сети передачи данных должны предусматривать широкое применение систем
видеоконференцсвязи. Оборудование таких систем должно позволять организовать в
любом ограниченном пространстве место для персональных переговоров или совещаний
рабочих групп.
3.8.6. Системы связи, телеметрия
Системы связи на объектах Компании имеют две составляющие:
 Технологическую,
предназначенную
для
обеспечения
управления
технологическими процессами.
 Корпоративную, предназначенную для обеспечения финансовохозяйственной деятельности.
По решаемым задачам системы связи делятся на:
1) Транспортные сети:
 Проводные сети и линии:
 КЛС (кабельные линии связи);
 ВОЛС (волоконно-оптические линии связи);
 ВЧ-ВЛ (высокочастотная связь по ВЛ).
Сети и каналы беспроводной радиосвязи:
 радиорелейные каналы связи (РРЛ);
 сети УКВ и КВ радиосвязи – традиционные, транкинговые, сотовые и др.
 широкополосные сети связи WiMax, WiFi, 4G.
2) Коммутационное оборудование
Требования к транспортным сетям связи:
65
При планировании ремонтов и реконструкции линейно-кабельных сооружений
следует ориентироваться на установленные требования к параметрам кабелей связи
(ГОСТ 27893-88 «Кабели связи. Методы испытаний»).
При перспективном планировании развития кабельной сети предприятия следует
ориентироваться на применение волоконно-оптических линий связи.
Для осуществления качественного обслуживания линий связи обслуживающие
организации должны быть оснащены современным контрольным и измерительным
оборудованием и иметь подготовленный персонал.
При новом строительстве сетей необходимо учитывать постепенный вывод КЛС из
эксплуатации с заменой на ВОЛС, применение технологий беспроводной связи при
необходимости резервирования и быстрого развертывания сетей.
Ограничение по применению оборудования и технологий:
Запрещается применять:
 системы передачи без удаленного управления и диагностики;
 системы, снятые с производства;
 системы с уровнем ошибок в цифровом тракте более 10-6;
 кабели, параметры которых, хуже параметров, определенных ГОСТ 27893-88.
Требования к коммутационному оборудованию связи:
Перспективными направлениями развития коммутационного оборудования на
объектах является внедрение цифровых коммуникационных систем с развитой системой
удаленного управления и диагностики.
При
проектировании
и
внедрении
коммуникационных
систем
следует
предусматривать резервирование процессорных блоков коммуникационных систем и
разнесение дублированных каналов связи по разным блокам коммутации с возможность
автоматического переключения.
Кроме этого, диспетчерские коммутаторы должны оснащаться цифровыми
системами регистрации диспетчерских переговоров, обеспечивающими быстрый и
оперативный доступ к архивам переговоров сотрудникам с соответствующими правами
доступа.
Учрежденческие телефонные станции следует оснащать системами тарификации
телефонных
переговоров.
Кроссы
телефонных
станций
необходимо
оснащать
быстродействующими самовосстанавливающимися (полупроводниковыми) защитами по
перенапряжению и току, обеспечивающими гарантированную защиту абонентских блоков
телефонных станций.
Рекомендуется применять коммутационные системы:
 с системой удаленного управления и диагностики;
66
 с неблокируемой коммутационной матрицей;
 с
возможностью
гибкого
расширения
системы
в
соответствии
с
производственной необходимостью.
Ограничение по применению оборудования и технологий. Запрещается применять:
 аналоговые коммутационные системы;
 системы без резервирования процессорных блоков;
 кроссовые защиты от перенапряжения, работающие на принципе пробоя
воздушного зазора (угольные разрядники).
3.8.7. АСДУ
Техническая
телеинформации
политика
объектов
по
созданию,
диспетчеризации
модернизации
и
обеспечения
и
развитию
систем
интерфейсов
обмена
технологической информацией определяются требованиями, формируемыми ОАО «СО –
ЦДУ ЕЭС».
Перспективными направлениями развития систем диспетчерского управления
является внедрение цифровых систем связи и телемеханики с возможностью удаленного
управления и диагностики оборудования, а также переход с аналоговых на цифровые
каналы связи синхронной и плезиохронной цифровой иерархии.
При реконструкции систем телемеханики следует ориентироваться на технические
решения, предусматривающие замену аналоговых измерительных преобразователей на
интеллектуальные контроллеры непосредственного съема информации с измерительных
трансформаторов и возможностью последующей интеграции элементов системы
телемеханики в АСУ ТП.
При проектировании следует руководствоваться следующими требованиями:
 класс точности измерительных трансформаторов не хуже 0,2;
 коэффициент готовности каналов связи не ниже 0,999;
 время восстановления канала связи не более 5 минут;
 время постоянного запаздывания не более 0,1 сек;
 протокол передачи данных TCP/IP;
 передача меток единого астрономического времени в ТИ и ТС наличие
обязательно;
 цикл передачи основных телеизмерений не более 5 сек;
 время исполнения команды телеуправления не более 10 секунд от момента ее
выдачи до завершения исполнения;
 время передачи телесигнализации не более 5 секунд;
 поддерживаемые протоколы передачи телеинформации МЭК 870-5-101/4;
67
 c целью совместимости создаваемой системы информационного обмена с
общесистемной
АСДУ
Системного
оператора
состав
технических
и
программных средств телемеханики, связи, ЦППС, ОИК, регистраторов,
приборов контроля качества и т.д., а также вид и объем информации,
протоколы передачи данных должны быть согласованы с СО на стадии
подготовки технического задания.
Рекомендуется применение систем телемеханики, обеспечивающих:
 интеллектуальную
обработку
информации,
передаваемой
на
ДП
(достоверизация, суммирование ТИ, формирование обобщенных ТС и др.);
 применение интеллектуальных цифровых измерительных преобразователей
(контроллеров);
 применение цифровых каналов связи, с резервированием по разным трассам,
аналоговые каналы телемеханики подлежат замене на цифровые;
 возможность ввода аналоговой информации в ПТК ТМ непосредственно от
ТТ и ТН.
Ограничение по применению оборудования и технологий.
Запрещается применять:
 системы, ограничивающие количество обрабатываемых системой сигналов
менее 10 000;
 системы,
не
обеспечивающие
возможность
интеграции
с
другими
приложениями с помощью открытых протоколов обмена информацией.
3.8.8. Оборудование и программное обеспечение информационной безопасности
К данному оборудованию относиться оборудование построения виртуальных
частных сетей (IP VPN) на основе технологии шифрования трафика, межсетевые экраны,
системы обнаружения и предотвращения вторжений, программное обеспечение защиты
рабочих станций и серверов от несанкционированного воздействия.
Для повышения уровня информационной безопасности, локальные сети филиалов
необходимо отделять от корпоративной сети передачи данных системой каскадируемых
брандмауэров,
поддерживающих
единую
корпоративную
политику безопасности.
Подобному же принципу должно соответствовать и построение системы антивирусной
защиты. Все филиалы должны иметь политики безопасности. В целях обеспечения
безопасности все обновления, установку SP, патчей клиентских и серверных ОС
проводить
на
предприятиях
централизовано
обновлений (WSUS).
68
через
специализированный
сервер
Контроль за реализацией Технической политики.
Контроль за реализацией Технической политики ОАО «Генерирующая компания»
осуществляется при рассмотрении и анализе:
 схем и программ развития Компании и электро-, теплоэнергетики РТ, а также
других программных документов развития отрасли;
 технических условий на выдачу мощности и технологическое присоединение;
 заданий
на
проектирование
реконструкции,
нового
технического
строительства
перевооружения,
(расширения,
модернизации)
промышленных объектов Компании;
 проектной и рабочей документации;
 конкурсной
документации
на
выполнение
проектно-изыскательских,
строительно-монтажных, ремонтных и эксплуатационных работ и услуг для
нужд Компании;
 технико-коммерческих
предложений
участников
конкурсов
на
право
поставки оборудования, технологий и материалов;
 при осуществлении эксплуатационной и ремонтной деятельности;
 при формировании и рассмотрении материалов для проведения конкурсных и
закупочных процедур;
 при формировании предложений для включения в Бюджет Компании на
планируемый период.
Контроль за реализацией Технической политики осуществляют структурные
подразделения филиалов и Управления ОАО «Генерирующая компания» в соответствии
со своими функциональными направлениями.
Начальник ПТУ
А.Г.Филимонов
69
Сокращения, используемые в тексте
SCADA
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)
АИИСКУЭ
(АСКУЭ)
АВРЧ
АКЗ
АРМ
АСКУГ
АСКУТ
АСДК
АСДТУ
АСУ ТП
АХК
АЭС
ВЛ
ВН
ВОЛС
ВЧ
ВЧ-ВЛ
ВЭ
ГАЭС
ГВС
ГОСТ
ГЭС
ГРЭС
ГРП
ГРС
ГТУ
ДП
ДПМ
ЕЭС
ИИС
ИСУ ТОиР
ИСУ
ИТП
КЛ (КЛС)
КПД
КРУЭ
НИОКР
НКНХ
НПРЧ
НТД
НТС
НЦЗ
ОГК
ОДК
ОПРЧ
ОРУ
ОС
ОЭС
Автоматизированная
(информационноизмерительная)
система
коммерческого учета электроэнергии
Автоматическое вторичное регулирование частоты
Антикоррозионная защита
Автоматизированное рабочее место
Автоматизированная система коммерческого учета газа
Автоматизированная система коммерческого учета теплоэнергии
Автоматизированная система диагностического контроля
Автоматизированная система диспетчерско-технологического управления
Автоматизированная система управления технологическими процессами
Автоматический водно-химический контроль
Атомная электростанция
Воздушная линия
Высокое напряжение
Волоконно-оптические линии связи
Высокочастотный
Высокочастотная связь по воздушным линиям
Водяной экономайзер
Гидроаккумулирующая электростанция
Горячее водоснабжение
Государственный стандарт
Гидроэлектростанция
Государственная районная электрическая станция
Газораспределительный пункт
Газораспределительная станция
Газотурбинная установка
Диспетчерский пункт
Договор о предоставлении мощности
Единая энергетическая система
Информационно-измерительная система
Система супервизорного
управления и сбора данных. Система управления и мониторинга, содержащая программноаппаратные средства, взаимодействующие между собой через локальные и глобальные сети
Информационная система управления техническим обслуживанием и ремонтом
Информационная система управления
Индивидуальный тепловой пункт
Кабельная линия (кабельная линий связи)
Коэффициент полезного действия
Комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией
Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы
Нижнекамскнефтехим
Нормированное первичное регулирование частоты
Нормативно-техническая документация
Научно-технический совет
Неприкосновенный централизованный запас
Оптовая генерирующая компания
Оперативно-дистанционный контроль
Общее первичное регулирование частоты
Открытое распределительное устройство
Операционная система
Объединенная энергетическая система
70
ПЭНД
ПВК
ПВКОиП
ПГУ
ПНС
ПО
ППУ
ПСГ
ПТК
ПТЭ
ПУЭ
РК
РЗА и ПА
РПН
РРЛ
РУ
СНиП
СКУ
СО
СЭД
ТГК
ТИ (ТС)
ТМ
ТН
ТТ
ТЭС
ТЭЦ
ЧРП (ПЧ)
ЦВД (РВД)
ЦНД (РНД)
ЦОД
ЦСД (РСД)
ЦППС
ЦТП
ЩКА
Полиэтилен низкого давления
Пиковый водогрейный котел
Пароводокислородная очистка и пассивация
Парогазовая установка
Перекачивающая насосная станция
Программное обеспечение
Пено-полиуретан
Подогреватель сетевой горизонтальный
Программно-технический комплекс
Правила технической эксплуатации
Правила устройства электроустановок
Районная котельная
Релейная защита и автоматика (противоаварийная автоматика)
Регулятор перенапряжений
Радиорелейный канал связи
Распределительное устройство
Строительные нормы и правила
Сильфонные компенсирующие устройства
Системный оператор
Система электронного документооборота
Территориальная генерирующая компания
Телеизмерение (телесигнализация)
Телемеханика
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Тепловая электрическая станция
Теплоэлектроцентраль
Частотно-регулируемый привод (преобразователь частоты)
Цилиндр высокого давления (ротор высокого давления)
Цилиндр низкого давления (ротор низкого давления)
Центр обработки данных
Цилиндр среднего давления (ротор среднего давления)
Центральная приемо-передающая станция
Центральный тепловой пункт
Щеточно-коллекторный аппарат
71