В соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить:

      1) Методику расчета норм расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов, согласно приложению 1 к настоящему приказу;

      2) Методику расчета норм расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен, согласно приложению 2 к настоящему приказу;

      3) Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях, согласно приложению 3 к настоящему приказу;

      4) Методику расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях, согласно приложению 4 к настоящему приказу;

      5) Методику расчета норм расхода материалов, перегородок на ремонт аэрожелобов и пневмоаппаратов для транспорта золы, согласно приложению 5 к настоящему приказу;

      6) Методику расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях, согласно приложению 6 к настоящему приказу;

      7) Методические указания по пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций, согласно приложению 7 к настоящему приказу;

      8) Методические указания по наладке системы регулирования процесса горения газомазутных котлов, согласно приложению 8 к настоящему приказу;

      9) Методические указания по эксплуатационной химической очистке котлов энергоблоков сверхкритического давления, согласно приложению 9 к настоящему приказу;

      10) Методические указания по проведению эксплуатационных очисток маслосистем турбоагрегатов с применением водных растворов биологически разлагаемых моющих средств, согласно приложению 10 к настоящему приказу;

      11) Методические указания по проверке гибких проводников линий электропередачи и распределительных устройств, согласно приложению 11 к настоящему приказу;

      12) Методику расчета норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электростанций, согласно приложению 12 к настоящему приказу;

      13) Методику расчета норм потребности в средствах малой механизации, механизированном, ручном инструменте и специальных приспособлениях для ремонтно-эксплуатационного обслуживания гидроэлектростанций, согласно приложению 13 к настоящему приказу;

      14) Методические указания по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330-1150 киловольт, согласно приложению 14 к настоящему приказу;

      15) Методические указания по ремонту оборудования пылеприготовления электростанций, согласно приложению 15 к настоящему приказу;

      16) Методические указания по инфракрасной диагностике тепломеханического оборудования тепловых электростанций, согласно приложению 16 к настоящему приказу;

      17) Методику расчета норм расхода азота на тепловых электростанциях, согласно приложению 17 к настоящему приказу;

      18) Методические указания по измерению расхода и количества конденсата, возвращенного из паровой системы теплоснабжения на источник тепла, согласно приложению 18 к настоящему приказу;

      19) Методические указания по измерению расхода и количества теплоносителя в трубопроводах водяной системы теплоснабжения на источнике тепла, согласно приложению 19 к настоящему приказу;

      20) Методику расчета норм расхода гидразина для тепловых электростанций, согласно приложению 20 к настоящему приказу;

      21) Методические указания по приемке из ремонта в эксплуатацию ответственных узлов систем пылеприготовления котельных установок с установленной мощностью 100 гигакалорий в час и более, согласно приложению 21 к настоящему приказу;

      22) Методические указания по анализу изменения удельных расходов топлива на электростанциях, согласно приложению 22 к настоящему приказу;

      23) Методические указания по измерению расхода мазута с применением специальных суживающих устройств на тепловых электростанциях, согласно приложению 23 к настоящему приказу;

      24) Методические указания по экспресс-оценке экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тепловых электростанциях, согласно приложению 24 к настоящему приказу;

      25) Методические указания по модернизации, реконструкции и замене устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций, согласно приложению 25 к настоящему приказу;

      26) Методические указания по ликвидации аварий в электрической части энергосистемы, согласно приложению 26 к настоящему приказу;

      27) Методические указания по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением свыше 110 киловольт, согласно приложению 27 к настоящему приказу;

      28) Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок, согласно приложению 28 к настоящему приказу;

      29) Методические указания по нормированию удельных расходов топлива на тепловых электростанциях, согласно приложению 29 к настоящему приказу;

      30) Методику расчета нормативной величины потерь электрической энергии в электрических сетях, согласно приложению 30 к настоящему приказу;

      31) Методические указания по составлению и применению графиков ограничения потребления электрической энергии (мощности) для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в энергосистеме, согласно приложению 31 к настоящему приказу;

      32) Методические указания по разработке отраслевых циркуляров и противоаварийных предписаний, согласно приложению 32 к настоящему приказу;

      33) Методику расчета норм расхода водорода на тепловых электростанциях, согласно приложению 33 к настоящему приказу;

      34) Методику расчета норм расхода углекислого газа на тепловых электростанциях, согласно приложению 34 к настоящему приказу;

      35) Методические указания по обслуживанию устройств релейной защиты и автоматики тепловых электростанций, согласно приложению 35 к настоящему приказу;

      36) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание линий электропередачи напряжением 110 киловольт и более, согласно приложению 36 к настоящему приказу;

      37) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 110 киловольт и более, согласно приложению 37 к настоящему приказу;

      38) Методику расчета норм расхода и резервного запаса силовых кабелей и кабельной арматуры для электрических сетей, согласно приложению 38 к настоящему приказу;

      39) Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин тепловых электростанций, согласно приложению 39 к настоящему приказу;

      40) Методические указания по организации работы по производственной санитарии на электростанциях, согласно приложению 40 к настоящему приказу;

      41) Методические указания по выполнению схем технологической защиты теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций, согласно приложению 41 к настоящему приказу;

      42) Методические указания по наладке автоматических регуляторов турбинного оборудования тепловых электростанций, согласно приложению 42 к настоящему приказу.

      2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) направление копии настоящего приказа в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для размещения в Эталонном контрольном банке нормативных правовых актов Республики Казахстан;

      3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

      4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Методика расчета норм расхода металла рабочих лопаток и
улиточной брони мельниц-вентиляторов

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения расхода металла рабочих лопаток и улиточной брони мельниц-вентиляторов тепловых электростанций.

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) электростанция

      2) броня

      3) влажный бурый уголь

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

      3. Для сжигания высоко влажных бурых углей предназначается топка с мельницами-вентиляторами.

      4. Мельница-вентилятор состоит из ротора в виде крыльчатки, снабженной билами, и находится в металлическом корпусе, покрытом внутри броней, и сепаратора. Топливо размалывается билами ротора.

      5. Осмотр и при необходимости замена или ремонт изнашивающихся элементов мельниц-вентиляторов (брони, рабочих колес) производится систематически по графику, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      6. При составлении расчета норм расхода металла рабочих лопаток мельниц-вентиляторов за исходные принимаются две конструкции рабочих лопаток:

      1) мелющие лопатки прямоугольной формы толщиной 50 миллиметров (далее

      2) биметаллические лопатки такого же профиля.

      7. Нормативные значения удельного расхода металла мелющих лопаток для основных марок топлива (в пересчете на натуральное топливо) приводятся в таблице 1 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      8. При большой засоренности топлива посторонними включениями и неудовлетворительной организации его очистки более рационально применение лопаток из стали типа 110Г13Л.

      9. Для случаев, отличающихся от условий, указанных в пункте 6 настоящей Методики, значения удельного расхода металла, грамм/тонна (далее

      где

      К_к, К_и и К пол

      Ниже приведены значения этих коэффициентов.

      Коэффициент К_к, учитывающий влияние конструкции мелющих лопаток приводится в таблице 2 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      Коэффициент Ки, учитывающий влияние материала лопаток приводится в таблице 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      Коэффициент К_пол, учитывающий увеличение удельного расхода металла из-за поломок лопаток, определяется качеством очистки топлива от металла и других включений в топливо, а также качеством дробления топлива или большой возможностью попадания в мельницы крупных твердых включений. Увеличение коэффициента К_пол более чем на 1,15 свидетельствует о неудовлетворительном состоянии оборудования, связанного с подготовкой топлива.

      10. Нормы удельных расходов металла улиточной брони мельниц-вентиляторов составлены для условий изготовления улиточной брони из брусков размером 40x90 мм (сталь типа Ст 3).

      Нормы удельного расхода брони для основных марок топлива (в пересчете на натуральное топливо) приведены в таблице 4 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      11. Для случаев, отличающихся от условий пункта 10 настоящей Методики, удельный расход брони подсчитывается по формуле (1), где значения К_к принимаются равными 1, а коэффициента Ки, учитывающего материал брони, приводятся в таблице 5 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      12. Годовая потребность электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню, (тонн), определяется по формуле

      где

      13. Пример расчета годовой потребности электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню приводится в приложении 2 настоящей Методики.

Нормативные значения удельного расхода металла мелющих лопаток для основных марок топлива

Коэффициент К_к, учитывающий влияние конструкции мелющих лопаток

Коэффициент К_и, учитывающий влияние материала лопаток

Нормы удельного расхода брони для основных марок топлива

Коэффициент К_к, учитывающий материал брони

Рисунок 1. Профилированные лопатки

Размеры и масса профилированных лопаток

Пример расчета годовой потребности электростанции в металле на мелющие лопатки и улиточную броню

      Расчет потребности одной электростанции в металле для мелющих лопаток и брони мельниц-вентиляторов:

Методика расчета норм расхода пиломатериалов
при ремонте башенных градирен

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен (далее - Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" и предназначена для определения расхода пиломатериалов при ремонте башенных градирен тепловых электростанций.

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) ремонт

      2) электростанция

      3) гидроохладитель

      4) градирня

      5) башенная градирня

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

      3. В Методике при расчете норм выполнен отбор наиболее оптимальных технических решений, реконструкций деревянных оросителей градирен.

      4. В связи с переводом ряда градирен на брызгальный тип, связанный с изменением режима эксплуатации турбин, в Методике приведены нормы расхода материалов на устройство водоуловителей, предотвращающих вынос воды из брызгальных градирен.

      5. Требуемое количество деревянных деталей градирен приведено в таблицах 1

      6. Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя башенной градирни приводятся в таблице 1 согласно приложению к настоящей Методике.

      8. Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя вентиляторной градирни площадью орошения 432 м² приводятся в таблице 2 согласно приложению к настоящей Методике.

      9. Нормы расхода пиломатериалов на ремонт устройства водоуловителя градирня приводятся в таблице 3 согласно приложению к настоящей Методике.

      10. Сводная таблица расхода пиломатериалов на ремонт оросителя градирни приводятся в таблице 4 согласно приложению к настоящей Методике.

      11. Расход пиломатериалов по сечениям для устройства оросителя приводятся в таблице 5 согласно приложению к настоящей Методике.

Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя башенной градирни

Нормы расхода пиломатериалов на ремонт оросителя вентиляторной градирни площадью орошения 432 м²

Нормы расхода пиломатериалов на ремонт устройства водоуловителя

Сводная таблица расхода пиломатериалов на ремонт оросителя градирни

Расход пиломатериалов по сечениям для устройства оросителя

Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях (далее

      2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

      1) гидроэлектростанция

      2) эжекционный эффект

      Иные понятия и определения используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Основные компоненты стока воды, учитываемые на ГЭС

      3. Сток воды, проходящий через створ гидроузла, складывается из расходов воды через гидроагрегаты, расходов, сбрасываемых через водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные галереи), расходов на фильтрацию и различного рода протечек (через неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов) и расходов на собственные нужды.

      4. В общем балансе стока воды через гидроузел расходы воды через гидроагрегаты, расходы, сбрасываемые через водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные галереи), расходы на фильтрацию и протечки (через неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов) и расходы на собственные нужды не равноценны. Электростанции, входящие в состав каскадов и имеющих водохранилища достаточного объема, пропускают весь расход воды через гидротурбины. Водосбросные сооружения работают короткое время в паводочный период или во время останова гидроагрегатов и при отсутствии свободного объема водохранилища.

      5. Фильтрационные расходы воды под сооружениями гидроузла и через земляные плотины, протечки через неплотности затворов и закрытые направляющие аппараты гидротурбин ежесуточно не измеряются, а принимаются в качестве постоянной составляющей. Фильтрационные расходы определяются расчетным путем по числу включений дренажного насоса, автоматически включающегося в работу при достижении уровня воды в сбросных дренажных колодцах и принимаются из проектных данных.

      6. Суммарные фильтрационные расходы от всех видов протечек воды на ГЭС (протечки через уплотнения затворов и направляющих аппаратов гидротурбин) составляют незначительную часть общего расхода через гидроузел и не учитываются из-за низкого значения, находящегося в пределах точности измерений расходов гидротурбин и водосбросов.

      7. На малых ГЭС, где иногда фильтрационные расходы составляют значительную долю общего стока, рекомендуется натурное уточнение их значения.

      8. Для правильного учета стока воды на ГЭС при составлении местных эксплуатационных инструкций оцениваются погрешности отдельных частей и всего суммарного расхода воды в створе гидроузла.

Глава 3. Учет стока воды через гидроагрегаты

      9. Учет стока воды через гидроагрегаты по эксплуатационным характеристикам в зависимости от типа ГЭС, количества установленных гидротурбин, характера суточного графика нагрузки, требований точности подразделяется на 5 способов определения среднесуточных расходов воды через гидротурбины:

      1) первый способ

      где Q_час - расход воды за каждый час;

      2) второй способ

      где N_ср

      Э

      По данным отдельных измерений уровней верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для полученных средних значений мощности и напора по расходной характеристике гидроагрегата определяют среднесуточный расход воды через гидротурбины в соответствии с графиками натурных расходных характеристик гидроагрегатов (Q_cр.сут), м³/с;

      3) третий способ

      где N_ср.р

      t_р

      По данным измерений уровня верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для полученных значений мощности и напора по расходной характеристике гидроагрегата в соответствии с графиками натурных расходных характеристик гидроагрегатов находится средний расход воды через гидротурбину за время ее работы (Q_ср.р). Среднесуточный расход воды через гидротурбины, м³/с, определяется по формуле:

      4) четвертый способ

      5) пятый способ

      10. Основным критерием выбора способа определения среднесуточного расхода является обеспечение необходимой точности получаемого результата при минимальных затратах на производство самих измерений и последующих расчетов. По способу, описанному в подпункте 1) пункта 9 настоящих Методических указаний, определяется среднесуточный напор на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

      11. По способу, описанному в подпункте 5) пункта 9 настоящих Методических указаний, определяется среднесуточный напор наличии графиков удельных расходов воды.

      12. Настоящие Методические указания применяется, если в течение суток колебание уровня верхнего бьефа не наблюдается. При колебаниях, вызывающих снижение напора значения удельных расходов изменяются, учет стока воды производится по графикам удельных расходов воды.

      13. Использование эксплуатационных характеристик для учета расхода воды через гидротурбины определяется измерением мощности гидроагрегата и напора.

Глава 4. Погрешность эксплуатационных характеристик

      14. Эксплуатационные характеристики, построенные на основании натурных энергетических испытаний, обеспечивается определением расхода по погрешностям, находящимся в пределах 1

      15. При оптимальной комбинаторной зависимости открытие направляющего аппарата гидротурбины находится в таком соотношении с углом разворота лопаток рабочего колеса, что при любом режиме работы гидроагрегата имеет место максимальное значение КПД. Заводские характеристики строятся для оптимальной комбинаторной зависимости. Определение расхода через гидротурбину, при нарушении оптимальной комбинаторной зависимости, будет приводить к занижению значения расхода по сравнению с фактически пропускаемым.

      16. Графики удельных расходов воды, которые используются для учета среднесуточного стока через гидроагрегаты строятся на основании эксплуатационных характеристик гидроагрегатов с учетом погрешностей эксплуатационных характеристик.

Глава 5. Погрешности измерения напора гидротурбин и учет потерь

      17. Значительная погрешность определения расхода воды через гидротурбину может возникнуть из-за неправильного определения действительного напора гидротурбины.

      18. Суммарная погрешность определения напора гидротурбин складывается из погрешностей измерения уровней воды верхнего и нижнего бьефов, определения потерь напора на сороудерживающих решетках, определения потерь напора по длине водопроводящего тракта, из-за неучета эжекционного эффекта и сгонно-нагонных явлений (ветровой донивеляции).

Глава 6. Измерения уровня воды в бьефах и погрешности измерительных приборов

      19. Погрешности измерений уровней воды в бьефах зависят как от места установки измерительных приборов и от конструкции. Влияние места установки на точность измерений относится к первичному прибору в местах с минимальными ветровыми и волновыми колебаниями уровня воды с возможностью осмотра прибора, защищенным от плавающих бревен, топляков, сора. Приборы используются с надежной работой при ледоставе и исключении повреждения при подвижке льда или ледоходе, при заиливании бьефов. Показания приборов характеризуются положением уровня бьефа по всему фронту водосбросного сооружения. При широких бьефах правильное измерение трудновыполнимо, поэтому наблюдаются отклонения фактического положения уровня воды от измеряемого.

      20. Для получения надежных результатов и предохранения приборов от преждевременного выхода из строя учитываются динамические и статистические характеристики при выборе оборудования, приборами поста наблюдения за уровнем воды.

      21. Погрешность измерения приборов характеризуется их классом и условиями эксплуатации. Устанавливаемые на ГЭС типы уровнемеров и перепадомеров имеют класс 2,0 и 2,5. Погрешности находятся в пределах класса точности, оцениваемые в

      22. Уровни воды в бьефах и перепады напоров на сороудерживающих решетках измеряются приборами с дистанционной передачей информации на центральный пульт управления ГЭС.

      Проверка систем измерения уровня воды в бьефах и перепады напоров на решетках производится 2 раза в год

      23. Отметки нулей водомерных реек или устройств, приводятся к единой системе отметок и периодически (не реже 1 раза в 5 лет) проверяются нивелированием. Для контроля, за исправностью уровнемеров рядом с первичным прибором устанавливается обычная водомерная рейка.

Глава 7. Определение потерь напора на сороудерживающих решетках

      24. Точное определение действительного напора на ГЭС зависит от правильного определения потерь напора на сороудерживающих решетках, которые меняются в течение суток и зависят от состояния верхнего бьефа.

      При наличии плавающего мусора (в паводок), шуги или льда (зимой) потери значительны и, наоборот, при чистом верхнем бьефе

      25. Другим фактором, влияющим на потери напора на сороудерживающих решетках, является нагрузка гидроагрегата. При больших нагрузках увеличивается расход и скорость потока в створе решеток и пропорционально квадрату скорости возрастают на них потери. Сочетанием этих двух факторов

      26. На ГЭС с малым числом гидроагрегатов (от 3 до 5) потери на сороудерживающих решетках учитываются для каждого агрегата отдельно по фактически измеренному значению.

      27. На многоагрегатных ГЭС учет потерь по каждому гидроагрегату применяются осреднением или принятием среднего значения. Если средние значения потерь напора на решетках изменяются незначительно, их принимают в качестве постоянных.

      28. При оперативном контроле среднесуточное значение потерь напора определяется по формуле:

      где

      Qcр

      Qm

Глава 8. Определение потерь напора по длине водопроводящего тракта

      29. На высоконапорных ГЭС или имеющих безнапорный трубопровод, длина которого превышает 100 диаметров, потери напора по длине значительные и их неправильный учет приводит к ошибке в измерении напора.

      30. Потери напора по длине водопроводящего тракта пропорциональны квадрату скорости потока. Они определяются во время специальных гидроэнергетических испытаний гидроагрегатов или в процессе эксплуатации и учитываются при построении расходных эксплуатационных характеристик турбин.

      31. В эксплуатационных условиях потери по длине напорного тракта определяются по показаниям двух манометров, установленных в начале и в конце водопроводящего тракта. Общие потери, м, по длине водопроводящего тракта определяются выражением:

      где

Глава 9. Погрешности из-за не учета эжекционного эффекта

      32. На ГЭС совмещенного типа, при включении в работу водосбросных сооружений, действующий напор увеличивается за счет понижения уровня воды нижнего бьефа вследствие эжекционного эффекта. В зависимости от сочетания степени открытия затворов водосброса, режимов работы гидротурбины и характера распределения сбросного расхода, по фронту сооружений гидроузла, понижение нижнего бьефа различно.

      По отношению к полному напору ГЭС это составляет от 2 до 8 % от полного действующего напора. Если увеличение напора за счет эжекции не учитывается, расходы воды через гидротурбины определяются с погрешностями такого же порядка.

      На совмещенных ГЭС вводят поправку к напору вследствие эжекции.

Глава 10. Погрешности из-за ветровых сгонно-нагонных явлений

      33. На многоагрегатных ГЭС из-за ветрового воздействия наблюдается поперечный перекос уровня воды перед фронтом гидротехнических сооружений. Напоры на отдельных гидроагрегатах отличаются один от другого. В результате имеется погрешность в учете стока воды через гидротурбины, поэтому напор для них принимается один и тот же, как постоянный для всех турбин.

      Поперечные перекосы уровня верхнего бьефа не учитываются.

Глава 11. Погрешности из-за осреднения напора за измеряемый промежуток времени

      34. Для определения точного среднесуточного расхода проводятся почасовые измерения напора и нагрузки, определяется расход через гидротурбину за каждый час, среднесуточное значение находится как среднее из почасовых измерений.

      Методические указания применяется на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

      На многоагрегатных ГЭС применяется методика определения среднесуточного расхода по средним значениям нагрузки и напора.

      В расчеты вводится среднее арифметическое значение напора как среднее из почасовых измерений. В зависимости от нагрузки гидроагрегата и напора меняется расход воды, проходящий через турбину.

      35. Среднесуточный расход воды через гидротурбины определяется как средневзвешенный по расходам воды напора.

      36. Расхождение между среднеарифметическим и средневзвешенным значениями напора зависит от факторов:

      1) графика нагрузки;

      2) эксплуатационных характеристик гидроагрегатов;

      3) гидравлических характеристик верхнего и нижнего бьефов.

      Погрешность определения среднесуточного расхода зависит от его колебаний.

      37. Средневзвешенный напор для любого пикового графика нагрузки будет всегда меньше среднеарифметического значения.

      Погрешность составляет от 1 до 4 % от средневзвешенного напора. Если расхождение между средневзвешенным напором и среднеарифметическим составило 3 %, полученный расход следует увеличить, умножив его на 1,03.

      38. На ГЭС, имеющих водохранилища большого объема (например, сезонного или многолетнего регулирования), изменение напора происходит за счет колебания нижнего бьефа. Верхний бьеф в суточном разрезе колеблется значительно меньше, так как имеется значительный регулирующий объем. Для таких ГЭС полный среднесуточный напор определяется:

      1) уровень верхнего бьефа принимается постоянным и равным его среднему значению за сутки;

      2) уровень нижнего бьефа

      3) разность между уровнем верхнего и нижнего бьефа является полным среднесуточным напором;

      4) если погрешность в определении напора за счет осреднения положения нижнего бьефа по среднеарифметическому значению вместо средневзвешенного будет равна или превышать 1 %, в учет стока вводится поправка (постоянное значение), которая оформляется специальным актом;

      39. При различном характере суточных графиков нагрузок (например, в паводочный и меженный периоды) и разном значении погрешности вводятся поправки на каждый из этих режимов работы ГЭС.

Глава 12. Суммарная погрешность измерения напора на ГЭС

      40. Погрешности, возникающие при определении среднесуточного напора на ГЭС, относятся к систематическим или случайным, в зависимости от местных условий.

      41. Основные погрешности на низко-, средне- и высоконапорных ГЭС составили соответственно:

      1) 1,8 %, 1,2 % и 0,6 %

      2) 4,2 % и 1 %

      3) 1 - 2 %

      4) 2

      42. Систематические погрешности появляются:

      1) при не учете потерь на сороудерживающих решетках;

      2) при определении напора по среднеарифметическому значению.

      Они составляют суммарную погрешность, которая определяется по формуле:

      43. Общая погрешность определения напора составляет:

      1) для низконапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды до 20 метров (далее - м):

      или в среднем

      2) для средненапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды до 70 м):

      или в среднем

      3) для высоконапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды более 70 м):

      или в среднем

      44. Погрешности измерений уменьшаются:

      1) при учете потерь напора на решетках для низко-, средне- и высоконапорных ГЭС соответственно до 0,7, 0,5, 0,2%;

      2) при определении среднесуточного напора по среднеарифметическому значению до 1%.

      45. Суммарная погрешность определения напора находится как среднеквадратичное значение двух переменных составляющих

      46. Применять среднюю инструментальную погрешность

      1) для высоконапорных ГЭС:

      или в среднем

      2) для средненапорных ГЭС:

      или в среднем

      3) для низконапорных ГЭС:

      или в среднем

      47. При использовании настоящих Методических указаний существующими типами уровнемеров и перепадомеров выполняются правила:

      1) выбирается место установки уровнемера, определяется его исправностью, производятся контрольные измерения, сравниваются показания уровнемера с показаниями водомерных реек;

      2) полный среднесуточный напор находится как разность между среднесуточным уровнем верхнего бьефа и средним за время работы агрегата уровнем нижнего бьефа. При отклонении напора от средневзвешенного значения на 1% вводят соответствующую постоянную поправку;

      3) для определения рабочего напора из полученного полного напора исключается осредненное значение потерь напора на сороудерживающих решетках, для деривационных ГЭС и ГЭС с длинными водоводами

      4) осредненное значение потерь напора определяется для нескольких характерных графиков нагрузки гидроагрегатов среднее арифметическое из полученных средних суточных значений и принимается постоянным. Если это приводит к погрешности более 1%, потери принимаются с постоянным значением, но различным для разных графиков нагрузки;

      5) введением при необходимости поправочных коэффициентов обеспечивается повышение точности определения среднесуточного напора.

Глава 13. Измерение мощности гидроагрегата и выработки электроэнергии

      48. Средняя мощность гидроагрегата за время его работы в течение суток, необходимая для определения среднесуточного расхода, находится как среднеарифметическое значение показаний ваттметров:

      где

      49. Нагрузка гидроагрегата в течение суток меняется. При постоянной нагрузке измерения производят 1 раз в сутки, и мощность гидроагрегата принимается по среднесуточному значению.

      50. Средняя суточная мощность гидроагрегата находится по показаниям ваттметров с использованием формулы (10), и по количеству выработанной за сутки электроэнергии, определенной по счетчику.

      51. Погрешность измерения мощности гидроагрегата по щитовым приборам определяется классом измерительных трансформаторов.

Глава 14. Определение среднесуточного расхода воды

      52. Погрешности определения среднесуточного расхода воды возникают при переменном суточном графике нагрузки из-за изменения КПД гидроагрегатов.

      53. Учет расхода воды через гидротурбину по средней нагрузке гидроагрегата верный, при работе гидроагрегата с постоянной нагрузкой в течение суток. При изменении нагрузки погрешность принимается 4% .

      54. При заданной погрешности для расчета среднесуточного расхода используется формула:

      где

      55. Для упрощения вычислений КПД гидроагрегата принимается постоянным, равным среднему значению максимального и минимального значений за время работы (в данном случае за сутки).

      56. При определении общего среднесуточного расхода с погрешностью в пределах

Глава 15. Суммарная погрешность определения расхода воды

      57. Суммарная погрешность определения расхода воды зависит от погрешностей определения напора, мощности и КПД гидроагрегата. Погрешность определения напора на высоко-, средне- и низконапорных ГЭС составляет от 0,2 до 2,0 %.

      58. Погрешности из-за неучтенных изменений КПД при пиковом режиме суточных нагрузок, когда среднесуточный расход вычисляется из формулы мощности агрегата, для КПД принимается значение:

      1) для поворотно-лопастных турбин и разных режимов суточного графика нагрузки от 0 до 1,8;

      2) для радиально-осевых турбин от 0,6 до 1,1%.

      59. Погрешности измерения мощности гидроагрегата по счетчикам выработки электроэнергии или ваттметрам определяются классом измерительного прибора, для подсчетов по счетчикам принимаются равным 1%.

      60. Натурные расходные и эксплуатационные характеристики гидротурбин имеют класс точности 1,5%. Для радиально-осевых и при правильно налаженной комбинаторной зависимости для поворотно-лопастных турбин, погрешность заводских характеристик составляет 3%. Погрешности, при условии выполнения приведенных выше рекомендаций принимаются:

      1) напора

      2) КПД радиально-осевых гидротурбин

      3) КПД поворотно-лопастных гидротурбин

      4) мощности

      5) натурных эксплуатационных характеристик

      6) заводских эксплуатационных характеристик

      61. Суммарная погрешность среднесуточного расхода

      62. При пользовании натурными эксплуатационными характеристиками погрешность составит:

      63. При расчете по заводским характеристикам погрешность будет:

      64. При некоторых средних условиях измерений определение среднесуточных значений расхода по характеристикам обеспечивается с достаточно высокой точностью в 2

Глава 16. Учет стока воды через гидротехнические сооружения

      65. Учет производится через все входящие в состав гидроузла водосливные, водосбросные и водозаборные сооружения, включая сооружения специального назначения - рыбопропускные устройства, шугосбросы, промывные устройства, транспортные устройства (плотоходы, бревноспуски, шлюзы). Учету подлежит весь сток, прошедший за сутки через работающие отверстия, с включением в него протечек через неплотности конструкций затворов водосбросных отверстий. На деривационных ГЭС учет стока проводится на станционном и на головном узле.

      66. Для всех водопропускных отверстий гидросооружений составляются расходные характеристики учетных значений стока воды через гидротехническое сооружение.

      67. Расходные характеристики отверстий гидросооружений составляются с учетом всех возможных эксплуатационных случаев работы данного отверстия в условиях гидроузла.

      68. Расходные характеристики водосбросных отверстий, проектируемых и строящихся гидротехнических сооружений проверяются в период ввода сооружения в эксплуатацию с использованием зависимостей:

      1) для отверстий, работающих в напорном режиме:

      где

      H₀

      где

      2) для отверстий, работающих в безнапорном режиме:

      где

      69. Расходные характеристики водосбросных отверстий на действующих гидроузлах учитываются натурными гидравлическими испытаниями. Внесение изменений в расходные характеристики после их уточнения допускается при наличии соответствующих обоснований.

Глава 17. Учет среднесуточного расхода воды по эксплуатационным характеристикам

      70. Эксплуатационная расходная характеристика строится в виде серии кривых с охватом всех возможных случаев работы водосброса. График наглядно характеризуется изменением расхода через водосброс во всем диапазоне изменения степени открытия затвора и изменения напора.

      71. Периодичность определения расходов, проходящих через гидросооружение, не регламентируется. В зависимости от режимов работы водосброса периодичность колеблется от одного раза в час до одного раза в сутки.

      72. Среднесуточный расход воды (м³/с), прошедший через водосброс, определяется по формуле:

      где

      73. Общий среднесуточный расход через гидросооружение определяется суммированием среднесуточных значений расходов каждого из отверстий.

Глава 18. Учет стока воды через водосбросные гидротехнические сооружения

      74. Водосбросные сооружения ГЭС имеют расходные характеристики, через гидротурбины.

      75. Характеристики водосбросных гидросооружений строятся на основании расчета, для крупных и ответственных сооружений

      76. Расходная характеристика изменяться в процессе эксплуатации гидросооружения, после ремонтов и частичных реконструкций узлов, из-за изменений условий подхода потока к водосбросу, при заилении водохранилища Расходная характеристика отличается от проектной на 20%.

      77. Расходные характеристики каждого отверстия сооружения гидроузла и группы однотипных отверстий строятся в виде графиков и таблиц и снабжаются краткой пояснительной запиской, содержащей исходные данные и указания по их использованию. Масштабы графиков и ступени таблиц расходных характеристик подбираются для определения расчетного значения расхода воды с погрешностью не более 0,5%.

      78. Технические возможности измерительных устройств и применяемых методов измерений обеспечиваются учетом стока на гидросооружениях с погрешностями:

      1) для водосливных (безнапорных) отверстий - до 4%;

      2) для донных (напорных) отверстий - до 6%;

      3) через шлюзы и транспортные системы - до 5%;

      4) для служебных и вспомогательных отверстий - до 10%.

      79. Учет стока воды через рыбопропускные сооружения, бревноспуски и транспортные устройства производится персоналом, эксплуатирующим эти сооружения, в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации и настоящих Методических указаний не рассматривается.

      80. Учет протечек через неплотности затворов производится отдельно в случаях, когда их значения превышают 0,5% фактического расхода водосброса.

Глава 19. Установка расходомеров

      81. Установка расходомеров на всех водозаборных и водосбросных сооружениях для измерения количества забираемой и сбрасываемой воды обеспечивается:

      1) уменьшением времени и трудозатрат на производство измерений;

      2) повышением точности измерений;

      3) получением документальных данных о работе оборудования;

      4) возможностью автоматизации управления водным режимом.

Глава 20. Требования к расходомерам

      82. Основное требование при выборе расходомера надежность и продолжительность срока службы. Оценка надежности проводится по средней продолжительности безотказной работы приборов. Показатели надежности определяются разработчиками и заводом-изготовителем на образцах опытно-промышленной партии. Гарантийный срок работы расходомеров и уровнемеров не менее 18 месяцев.

      83. На ГЭС расходомеры устанавливаются с погрешностями, не превышающими приведенные ниже значения:

      1) гидроагрегаты ГЭС

      2) безнапорные водосливные отверстия

      3) шлюзы и транспортные средства

      4) напорные водосливные отверстия

      84. Для выполнения требований расходомеры гидротурбин обеспечиваются с классом не ниже 2,0, а расходомеры для гидротехнических сооружений

      85. Элементы конструкции, материалы и детали, применяемые для изготовления прибора, применяются устойчивые к коррозии, колебания температуры, вибрации. Расходомеры, устанавливаемые на ГЭС сохраняются с постоянной работоспособностью при температуре воздуха до 65^оС и относительной влажности до 98%.

      86. Расходомеры и суммирующие устройства используются с выходным сигналом, который может подаваться на записывающие или общие суммирующие устройства и непосредственно в вычислительную машину для регистрации и обработки данных по расходу воды.

      87. Расходомеры, предназначенные для учета расхода воды или управления режимами работы водохранилища, принимаются с периодичностью измерений от 5 до10 минут.

      88. Дополнительные погрешности, вызываемые изменением напряжения и частоты питающей сети, сильным магнитным полем в окружающем прибор пространстве уменьшаются за счет помехозащитных устройств до значений, обеспечивающих получение результата измерения в допустимых пределах погрешности.

      89. Метрологические характеристики расходомеров

Методика расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях (далее

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) сорбент - твердые тела или жидкости, избирательно поглощающие из окружающей среды газы, пары или растворенные вещества;

      2) сорбат

      3) активированный уголь

      4) промышленные сточные воды - воды, использованные на производственные нужды и загрязненные примесями.

      Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методичках, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Расчет норм расхода сорбентов на тепловых электростанциях

      3. Расчет норм расхода сорбентов для обработки сточных вод в настоящей Методике, производится с целью максимального обеспечения степени очистки сточной воды, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      4. Расчет норм произведен на основе выявления эффективности процесса сорбции определяемого:

      1) структурой сорбента;

      2) химической природой и концентрацией загрязнений;

      3) температурой;

      4) активной реакцией среды.

      5. Повышение температуры снижает степень сорбции, снижение величины кислотности вызывает увеличение сорбции органических веществ сточных вод.

      6. Эффективными сорбентами для удаления из воды растворенных органических веществ являются активированные угли, эффективность которых определяется наличием в них микропор.

      7. Адсорбционные свойства активированных углей, в соответствии с физическими свойствами зависят от структуры пор и их размера, подразделяемого на три вида:

      1) макропоры

      2) переходные

      3) микропоры

      8. Суммарный объем микропор является основной характеристикой каждой марки активированного угля.

      9. Активированные угли адсорбируют органические вещества неприродного происхождения на стадии глубокой очистки сточных вод при снижении концентрации органических соединений до 90-99%.

      10. Суммарный объем микропор определяется для каждой марки активированных углей по формуле:

      где m₁- масса сухого угля, грамм (далее

      m- масса влажного угля, г;

      11. При добавлении окислителей (озона или хлора) перед подачей воды на угольные фильтры увеличивается срок службы активированного угля до его замены, улучшается качество очищенной воды и проводится очистка от соединений азота.

      12. Адсорбционные свойства сорбента, на основе которых проводится расчет норм расхода, определяются изотермой сорбции в соответствии с рисунком согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      13. Удельная адсорбция с учетом слабо концентрированного раствора сточных вод определяется по формуле:

      а =k_адс

      где а

      k_адс

      С_равн

      14. Разность концентраций растворенного вещества в поверхностном слое и в таком же слое внутри объема раствора, принимается за поверхностный избыток этого вещества.

      15. Для поверхностно-активных веществ разность концентраций растворенного вещества в поверхностном слое и в таком же слое внутри объема раствора больше нуля.

      16. С увеличением концентрации раствора разность концентраций достигает предельного значения.

      17. Оптимальная скорость адсорбционной очистки сточных вод принимается равной w = 1,8 метр/час (далее

      18. Количество вещества, задерживаемого при сорбции, определяется по формуле:

      V = (H

      где h

      F

      а_д

      19. Количество сорбента определяется по формуле:

      где С_равн

      20. Концентрация сорбата из расчета вводимого количества сорбента в сточной воде при одноступенчатой схеме сорбции определяется по формуле:

      где Q

      С_н

      С_к

      k_adc

      m

      21. Концентрация сорбата из расчета вводимого количества сорбента в сточной воде с последовательным введением сорбента при двухступенчатой очистке определяется по формуле:

      где С_2к

      m₂

      22. При числе ступеней n концентрация сорбата из расчета вводимого количества сорбента после очистки определяется по формуле:

      23. Доза сорбента, вводимого в каждую ступень m_n, рассчитывается по формуле:

      24. Норма расхода сорбента определяется по формуле:

      m = n m_n.                                     (9)

      где n - число ступеней очистки.

      25. Расчет расхода сорбентов производится в соответствии с характеристиками сорбентов, представленными в таблице согласно приложению 2 к настоящей Методике.

Рисунок 1. Изотерма сорбции

      а

Характеристики сорбентов

Методика расчета норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы (далее

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) аэрожелоб

      2) пневмоаппарат

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Материалы перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы

      3. Воздухораспределительная перегородка предназначена для равномерного распределения воздуха по всей длине аэрожелоба для обеспечения эффективного псевдоожижения золы по всей длине аэрожелоба и применяется согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее - Правила технической эксплуатации ТЭС).

      В качестве перегородки используются материалы:

      1) хлопчатобумажная транспортерная лента двухслойная или четырехслойная в соответствии с требованиями применения для аэрожелобов в соответствии с ГОСТ 332-91 "Межгосударственный стандарт. Ткани хлопчатобумажные и смешанные суровые фильтровальные";

      2) ткань стеклянная фильтровальная для аэрожелобов в соответствии с требованиями для фильтрованных тканей, предназначенных для фильтрации нейтральных, слабощелочных, кислых жидких и газообразных сред при температуре не выше 350 градусов Цельсия (далее -

      3) ткань лавсановая фильтровальная термообработанная в соответствии с требованиями к фильтровальным тканям из полиэфирных комплексных нитей, предназначенных для применения в угольной, энергетической промышленности;

      4) бельтинг хлопчатобумажный фильтровальный саржевого плетения, в соответствии с требованиями к суровым хлопчатобумажным и смешанным суровым фильтровальным тканям, применяемым в различных отраслях промышленности при фильтровании растворов в качестве фильтровального материала;

      5) сетка проволочная тканная фильтровальная полотняного, саржевого или двойного саржевого плетения для аэрожелобов типов П80, П90, П100, П120, С80, С90, С100, С120, СД80, СД120, СД160 в соответствии с требованиями к проволочным, тканным сеткам из низкоуглеродистой и высоколегированной стали, цветных металлов и сплавов, предназначенная для фильтрации, обезвоживания и сушки согласно ГОСТ 3187-76 "Межгосударственный стандарт. Сетки проволочные тканые фильтровые. Технические условия";

      6) рукав негерметичный, в соответствии с техническими условиями для металлорукавов, при транспортировании порошкообразных и сыпучих веществ.

      4. Натуральные и искусственные тканые материалы взаимозаменяемы. Сетка фильтровальная предназначена для защиты тканых материалов от механических повреждений, прогаров и снижения абразивного износа.

Глава 3. Расчет норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы

      5. Расчет норм расхода материалов перегородок на ремонт аэрожелобов и пневмоаппаратов для транспорта золы производится с учетом годовой потребности на ремонт аэрогравитационного пневмотранспортного оборудования систем пневмозолоудаление (далее

      6. Годовая норма расхода относится ко всему комплексу аэрожелобов и пневмоаппаратов, входящих в состав системы ПЗУ.

      7. Нормы рассчитываются на полную замену вышедшего из строя материала воздухораспределительной перегородки аэрожелоба или пневмоаппарата.

      8. Нормы расхода материалов на ремонт устанавливаются на год эксплуатации и определяются на основании Правил технической эксплуатации ТЭС в оптимальных режимах, регламентированных паспортами, инструкциями и режимными картами заводов-изготовителей и пусконаладочных организаций.

      9. Расчетный полный расход материала перегородки на ремонт аэрожелобов системы ПЗУ, определяется по формуле:

      где M_a - полный годовой расход материалов на ремонт перегородки комплекса аэрожелобов, метр/год, (далее - м/год);

      m_a - удельный расход материала на ремонт аэрожелобов одного типоразмера, м/год, принимаемый в соответствии с техническими условиями используемых материалов перегородок на ремонт аэрожелеобов и пневмоаппаратов для транспорта золы;

      L_B - суммарная длина воздухоподводящих камер аэрожелобов всех типоразмеров, метр (далее

      n_a - общее число аэрожелобов всех типоразмеров, штук;

      c - дополнительная длина материала перегородки, необходимая для закрепления перегородки на воздухоподводящей камере аэрожелоба и равная 1 м.

Методика расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях (далее

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) текущий ремонт

      2) капитальный ремонт

      3) запасная часть

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Расчет норм расхода запасных частей на капитальный ремонт средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях

      3. При учете запыленности, загрязненности и вибрации, узлы и детали имеют большой износ, нормы для приборов, установленных на местных щитах управления или вблизи действующего оборудования применяются с коэффициентом, согласно Правилам техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859):

      1) 1,4 - для электростанций, работающих на пылеугольном топливе;

      2) 1,25 - для электростанций, работающих на газомазутном топливе.

      4. Расчет норм расхода по прибору и устройству (H_i) распространяется на все приборы средств тепловой автоматики и измерений на тепловых электростанциях и определяется по формуле:

      где

      5. Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов и преобразователей для измерения температуры включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

      1) термометров манометрических;

      2) преобразователей измерительных.

      6. Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов и преобразователей для измерения температуры принимаются в соответствии с таблицами 1, 2, 3 согласно приложению 1 к настоящей Методике.

      7. Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

      1) преобразователей давления;

      2) манометров, вакуумметров, мановакуумметров различных типов и видов;

      3) тягомеров, напоромеров, тягонапоромеров.

      8. Нормы расхода запасных частей на капитальный ремонт приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения принимаются в соответствии с таблицами 1-39 согласно приложению 2 к настоящей Методике.

      9. Нормы расхода запасных частей приборов для определения состава и свойств газов и жидкостей включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

      1) автоматических газоанализаторов;

      2) газоанализаторов водорода;

      3) газоанализаторов на кислород;

      4) газоанализаторов термохимических;

      5) солемеров;

      6) индикаторов содержания солей в паре;

      7) преобразователей промышленных.

      10. Нормы расхода запасных частей приборов для определения состава и свойств газов и жидкостей принимаются в соответствии с таблицами 1-8 согласно приложению 3 к настоящей Методике.

      11. В нормы расхода запасных частей вторичных приборов включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

      1) мостов уравновешенных;

      2) потенциометров;

      3) приборов

      4) приборов многоточечного контроля.

      12. Нормы расхода запасных частей вторичных приборов принимаются в соответствии с таблицами 1-21 согласно приложению 4 к настоящей Методике.

      13. Нормы расхода запасных частей на приборы и устройства регулирования технологических процессов включаются нормы расхода на 100 изделий при текущем и капитальном ремонте для:

      1) приборов регулирующих;

      2) приборов корректирующих;

      3) блоков регулирующих релейных;

      4) блоков регулирующих аналоговых;

      5) импульсаторов;

      6) блоков измерительных для токовых сигналов;

      7) блоков суммирования токовых сигналов;

      8) блоков ограничения;

      9) блоков дифференцирования;

      10) блоков динамического преобразования;

      11) преобразователей аналого-релейных;

      12) блоков согласующих приставок;

      13) блоков сигнализации;

      14) блоков вычислительных операций;

      15) блок селектирования;

      16) блоков нелинейных преобразований;

      17) блоков прецизионного интегрирования;

      18) блоков регулирующих импульсных;

      19) блоков кондуктивного разделения и суммирования;

      20) блоков сравнения четырех токовых сигналов;

      21) устройств регулирующих;

      22) регулирующих и корректирующих приборов;

      23) устройство задающих;

      24) размножителей сигналов;

      25) индикаторов положения;

      26) блоков управления релейного регулятора;

      27) исполнительных механизмов;

      28) пускателей;

      29) датчиков реле давления;

      30) датчиков реле протока;

      31) датчиков напора;

      32) реле уровня полупроводниковых

      14. Нормы расхода запасных частей на приборы и устройства регулирования технологических процессов принимаются в соответствии с таблицами 1-45 согласно приложению 5 к настоящей Методике.

Нормы расхода запасных частей на ремонт приборов и преобразователей для измерения температуры

Термометры манометрические типа TCM-100 и ТСМ-200

Термометры манометрические типа ТПП-СК и ТПГ-СК

Преобразователи измерительные типа НП-ТЛ1-М, НП-СЛ1-М

Нормы расхода запасных частей на капитальный ремонт приборов для измерения и регулирования давления, перепада давления и разрежения

Преобразователь давления типа МЭД взаимозаменяемый моделей 22364 и 22365

Манометр пружинный электрический бесшкальный типа МПЭ

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие серии ОБМ1-100, ОБМ1-100б, OБB1-100, ОБВ1-100б, ОБМВ1-100 и ОБМВ1-100б

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие серии ОБМ1-160, OБM1-160б, OБB1-160, ОБВ1-160б, ОБМВ1-160 и OБMB1-160б

Манометры показывающие, серии ОБМГн1-100 и ОБМГн1-100б

Манометры показывающие серии ОБМГн1-160 и ОБМГн1-160б

Манометры показывающие серии ОБМГв1-160 и ОБМГв1-160б

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие серии МОШ1-100, ВОШ1-100 и МВОШ1-100