Техническая эксплуатация электрических станций и сетей Правила

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ УКРАИНЫ ОБЪЕДИНЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ОТРАСЛЕВОЙ РЕЗЕРВНО-ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ФОНД РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ УКРАИНЫ

ОБЪЕДИНЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

ОТРАСЛЕВОЙ РЕЗЕРВНО-ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ФОНД РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ

_____________________________________________________________________________

___

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

ПРАВИЛА

ТЕХНІЧНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ

ЕЛЕКТРИЧНИХ СТАНЦІЙ І МЕРЕЖ

ПРАВИЛА

(Вторая редакция)

Львов 2002

ББК 31.

УДК 621.311.2

КНД 27.100; 27.120; 27.140; 27.180

ПРЕДИСЛОВИЕ

Разработано: ОАО ―ЛьвовОРГРЭС‖ и ГДП ―ДонОРГРЭС‖ при участии специалистов Минтопэнерго Украины, ГП НЭК ―Укрэнерго‖, Государственной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей, НАЭК ―Энергоатом‖ с учѐтом замечаний и предложений энергокомпаний, тепловых, атомных и гидравлических электростанций, заводов-изготовителей оборудования и других организаций

Внесено: Управлением научно-технической политики и экологии Минтопэнерго Украины

Утверждено: Постановлением Кабинетом Министров Украины № 2002г.

Зарегистрировано: Министерством юстиции Украины № 2002г.

Редакционная комиссия:

П 68 Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила.

Министерство топлива и энергетики Украины, Объединение энергетических предприятий ‗‗Отраслевой резервно-инвестиционный фонд развития энергетики‘‘. Издание первое, Львов:

Изложены основные требования к организации и ведению безопасной, надѐжной и экономичной эксплуатации тепловых, атомных, гидравлических, ветровых электрических станций, блок-станций, теплоцентралей, станций теплоснабжения, котельных, электрических и тепловых сетей.

Для инженерно-технических работников и рабочих энергетических объектов, энергетических предприятий и организаций любых форм собственности и ведомственной принадлежности, деятельность которых связана с энергетической отраслью.

Перепечатка запрещена

© Министерство топлива и энергетики Украины

© Объединение энергетических предприятий

‗‗Отраслевой резервно-инвестиционный фонд

SBN 0-00000-000-0 развития энергетики‘‘

Издательство © ОАО ‗‗ЛьвовОРГРЭС‘‘, ГДП ‗‗ДонОРГРЭС‘‘

Содержание

С.

Введение ……………………………………………………………………………………. VII

1 Область применения ……………………………………………………….…………... 1

2 Ответственность за несоблюдение Правил ………………….…………………….... 2

3 Нормативные ссылки ………………………………………………………………….. 4

4 Термины, определения, сокращения …………………………………………….…... 10

4.1 Термины и определения …………….……………………………………………….. 10

4.2 Сокращения …………………………………………..………….…………………... 13

5 Организация эксплуатации ……………………………………………….…………… 16

5.1 Организационная структура и задачи……………………………………………….. 16

5.1.1 Организационная структура …………………………………………………... 16

5.1.2 Задачи …………………………………………………………………………... 17

5.2 Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений …………………………… 19

5.2.1 Общие положения ……………………………………………………………... 19

5.2.2 Приемка в эксплуатацию АЭС (энергоблока АЭС) ……………….………... 23

5.3 Персонал …..…………………………………………………………….……………. 27

5.3.1 Общие положения ……………………………………………………………... 27

5.3.2 Организация работы с персоналом …………………………………………... 29

5.3.3 Планирование работы с персоналом ……………………………………….... 30

5.3.4 Профессиональный отбор и комплектация кадрами ……………………….. 31

5.3.5 Допуск к самостоятельной работе ……………………………………………. 32

5.3.6 Инструктажи …………………………………………………………………... 33

5.3.7 Формирование и поддержание квалификационного уровня ……………….. 34

5.3.8 Проверка знаний ……………………………………………………………….. 37

5.4 Технико-экономические показатели ……………………………………………….. 39

5.4.1 Основные технико-экономические показатели …………………………….... 39

5.4.2 Учет фактических технико-экономических показателей …………………... 40

5.4.3 Нормирование технико-экономических показателей ………………………. 40

5.4.4 Анализ результатов производственной деятельности ………………………. 41

5.5 Технический контроль, надзор за организацией эксплуатации ………………….. 42

5.6 Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция …………... 45

5.6.1 Техническое обслуживание и ремонт ………………………………………… 45

5.6.2 Модернизация и реконструкция ………………………………………………. 49

5.7 Контроль состояния металла ……………………………………………………….. 50

5.7.1 Контроль состояния металла на ТЭС…..……………………………………… 50

5.7.2 Контроль состояния металла на АЭС ………………………………………... 59

5.8 Техническая документация ………………………………………………………….. 60

5.9 Стандартизация, сертификация, лицензирование и система управления качеством …..……………………………………………….. 66 5.9.1 Стандартизация ………………………………………………………………… 66

5.9.2 Сертификация ………………………………………………………………….. 67

5.9.3 Лицензирование ………………………………………………………………... 67

5.9.4 Система управления качеством ……………………………………………….. 69

5.10 Обеспечение единства измерений ……………………………………….………… 69

5.11 Автоматизированные системы …………….……………………………………..... 74

5.11.1 Общие положения ………………………………………………….……….... 74

5.11.2 Требования к структуре, функциям и задачам АС …………..…………...... 75

5.11.3 Требования к комплексу технических и программных средств ………….. 82

5.11.4 Требования к эксплуатации …………………………………………………. 88

5.12 Охрана труда ………………………………………………………………………... 93

5.13 Пожарная безопасность …………………………………………………………….. 95


5.14 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха ……………………………. 97

5.14.1 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха общего назначения ……. 97

5.14.2 Системы вентиляции и удаления газообразных продуктов АЭС …………. 99

5.15 Соблюдение природоохранных требований …………………………………...…. 100

6 Территория, производственные здания и сооружения …………………………….. 103

6.1 Территория ……………………………………………………………….…………... 103

6.2 Производственные здания, сооружения и санитарно-технические устройства … 105

7 Гидротехнические сооружения, водное хозяйство и техническое водоснабжение электростанций, гидротурбинные установки ……………………………………….. 108

7.1 Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование ……………….. 108

7.1.1 Гидротехнические сооружения ……………………………………………..… 108

7.1.2 Контроль за состоянием гидротехнических сооружений ………………..…. 111 7.1.3 Механическое оборудование гидротехнических сооружений ……………... 114

7.2 Водное хозяйство электростанций, гидрологическое и метеорологическое

обеспечение …………………………………………………………………………... 115 7.2.1 Управление водным режимом ………………………………………………... 115

7.2.2 Эксплуатация гидротехнических сооружений в морозный период ………... 116

7.2.3 Эксплуатация водохранилищ …………………………………………………. 117

7.2.4 Гидрологическое и метеорологическое обеспечение ……………………….. 118

7.3 Техническое водоснабжение и обработка циркуляционной воды ………………... 120

7.4 Гидротурбинные установки …………………………………………………………. 124

8 Тепломеханическое оборудование электростанций и тепловых сетей ………….. 129

8.1 Топливно-транспортное хозяйство ……………………………………..…………... 129

8.1.1 Общие положения …………………………………………………………….. 129

8.1.2 Твердое топливо ……………………………………………………………….. 130

8.1.3 Жидкое топливо …………………………………………………………….… 132

8.1.4 Особенности приема, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок и дизельгенераторов …………………… 134

8.1.5 Газообразное топливо …………………………………………….…………... 135

8.2 Пылеприготовление ……………………………………………………………….…. 138

8.3 Паровые и водогрейные котельные установки …………………………………….. 142

8.4 Паротурбинные установки …………………………………………………………... 151 8.5 Энергоблоки ТЭС ……………………………………………………………………. 161

8.6 Газотурбинные установки (автономные и работающие в составе парогазовых

установок) ……………………………………………………………………………. 165

8.7 Водоподготовка и водно-химический режим электростанций и тепловых сетей……... 170

8.7.1 Общие положения ……………………………………………………………... 170

8.7.2 Водоподготовка и коррекционная обработка воды …………………………. 171 8.7.3 Химический контроль ……………………………………………………….... 172 8.7.4 Нормы качества пара и воды ………………………………………………….. 173

8.7.5 Защита тепломеханического оборудования от стояночной коррозии……… 182

8.8 Трубопроводы и арматура …………………………………………………………... 184

8.8.1 Общие положения ……………………………………………………………... 184

8.8.2 Трубопроводы и арматура АЭС ………………………………………………. 188

8.9 Золоулавливание, золошлакоудаление и золошлакоотвалы …………………….... 190

8.9.1 Золоулавливающие установки ……………………………..…………………. 190

8.9.2 Системы золошлакоудаления и золошлакоотвалы ………………………….. 192

8.10 Производственные сточные воды …………………………………………………. 194

8.11 Теплофикационные установки …………………………………………………….. 196

8.12 Тепловые сети ………………………………………………………………………. 199

9 Обеспечение безопасности эксплуатации атомных электростанций ……………. 207

9.1 Общие принципы, критерии и требования обеспечения безопасности

эксплуатации АЭС …………………………………………………..………………. 207 9.1.1 Общие положения …………………………………………………………….. 207

9.1.2 Система физических барьеров ………………………………………………... 207

9.1.3 Система технических и организационных мер …………………………….... 208

9.1.4 Культура безопасности ……………………………………………………….. 208

9.2 Государственное регулирование безопасности АЭС …..………………………….. 208

9.3 Задачи и функции эксплуатирующей организации АЭС ………………………….. 210

9.3.1 Задачи эксплуатирующей организации …………………………………….... 210

9.3.2 Функции эксплуатирующей организации ………………………………….... 210

9.4 Обеспечение качества ……………………………………………………………….. 211

9.5 Контроль и инспекции эксплуатирующей организации за обеспечением качества и выполнением требований правил и норм по безопасности АЭС …….. 212

9.6 Выбор площадки размещения АЭС ……………………………………………….... 212

9.7 Проектирование АЭС ………………………………………………………………... 213

9.8 Сооружение АЭС …………………………………………………………………….. 214

9.9 Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на АЭС ……………….. 215

9.10 Снятие АЭС (энергоблока АЭС) с эксплуатации ……………………………….... 217

9.11 Физическая защита АЭС ………………………………………..………………….. 218

10 Специальное оборудование атомных электростанций …………………………... 220

10.1 Ядерное топливо. Транспортно-технологические операции ……………………. 220

10.2 Реакторная установка ……………………………………………………………… 222

10.3 Энергоблоки АЭС ………………………………………………………………….. 229

10.4 Ядерная безопасность ……………………………………………………………… 231

10.5 Радиационная безопасность ……………………………………………………….. 234

10.6 Сбор, хранение, транспортировка и захоронение радиоактивных отходов,

дезактивация ……………………………………………………………………….. 236

11 Оборудование ветровых электростанций…….……………….…..……………….. 239

11.1 Общие положения ………………………………………………………………….. 239

11.2 Ветровые электроустановки …………………………….……………………….... 240

11.3 Метеорологическое обеспечение…..…………………………………...………..... 242

12 Электрическое оборудование электростанций и сетей …………………………... 243

12.1 Генераторы и синхронные компенсаторы …………………………….………….. 243

12.2 Электродвигатели ……………………………………………………….…………. 252

12.3 Силовые трансформаторы и масляные реакторы ………………………………... 255 12.4 Распределительные устройства ………………………………………………….... 259 12.5 Аккумуляторные установки …………………………………………….…………. 266 12.6 Конденсаторные установки …………………………………………….………..... 270 12.7 Воздушные линии электропередачи ……………………………………………... 271 12.8 Силовые кабельные линии ……………………………………………….……….. 276 12.9 Релейная защита и автоматика ………………………..…………………………... 282

12.10 Система аварийного электроснабжения АЭС ..…………………………………. 288

12.11 Заземляющие устройства ……………………………………………………….... 291

12.12 Защита от перенапряжений ………………………………………………………. 292 12.13 Освещение ……………………………………………………………………….... 298 12.14 Электролизные установки …………………………………………….………….. 300

12.15 Энергетические масла ……………………………………………………………. 303

13 Оперативно-диспетчерское управление …………………………………………… 309

13.1 Задачи и организация управления ………………………………………………… 309 13.2 Планирование режима работы …………………………………………………….. 312

13.5 Предупреждение и ликвидация технологических нарушений. 376

13.6 Требования к оперативным схемам.. 378

13.7 Оперативно-диспетчерский персонал. 379

13.8 Переключения в электрических установках. 383

13.9 Переключения в тепловых схемах электростанций и тепловых сетей. 387

13.10 Автоматизированные системы диспетчерского управления. 389

13.11 Средства диспетчерского и технологического управления. 391

Приложение А 339


ВВЕДЕНИЕ

Настоящий документ “Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила” является первым изданием единого нормативного документа в Украине, который устанавливает (регламентирует) основные требования к оборудованию, зданиям, сооружениям субъектов и объектов энергетики разных форм собственности и ведомственной принадлежности, а также к организации и ведению безопасной, надѐжной и экономичной их эксплуатации.

Правила разработаны в соответствии с Законами Украины, указами Президента Украины, нормативно-правовыми актами Кабинета Министров Украины, нормативноправовыми актами по техническим и организационным вопросам функционирования Объединенной энергетической системы Украины, межотраслевыми и отраслевыми нормативными документами, действующими на 01.01.2002 г.

При разработке Правил за основу приняты “Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей” 13-го и 14-го изданий Министерства энергетики и электрификации СССР, кроме того, использованы многочисленные замечания и предложения к этим изданиям объектов и субъектов энергетики, заводов-изготовителей оборудования, проектных, наладочных и других энергетических организаций и предприятий.

Структурное построение Правил выполнено во многом аналогично “Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей” 13-го издания, однако в связи с тем, что настоящие Правила являются едиными для тепловых, атомных, гидравлических, ветровых электрических станций, станций теплоснабжения, теплоцентралей, котельных, электрических и тепловых сетей, то требования большей части разделов (подразделов) распространяются на каждые из них, а требования и условия эксплуатации специфического оборудования и систем изложены в отдельных разделах (подразделах).

В Правилах учтены введенные в Украине новые нормативно-правовые акты, изменения в структуре энергетической отрасли Украины, формах собственности, экономических отношениях между производителями и потребителями энергии и энергоресурсов, нормативной базе энергетики, а также использован опыт эксплуатации оборудования, производственных зданий, сооружений и коммуникаций.

По сравнению с предыдущими изданиями в настоящих Правилах нашли отражение следующие новые подразделы и разделы:

стандартизация, сертификация, лицензирование, система качества; обеспечение единства измерений; учѐт фактических технико-экономических показателей; защита от коррозии тепломеханического оборудования; обеспечение безопасности эксплуатации атомных электростанций; ветровые электроустановки.

При разработке Правил учтены достижения в области автоматизированных систем управления технологическими процессами, профессиональной подготовки персонала и отражены проявившиеся в последнее время следующие факторы, влияющие на организацию эксплуатации энергетического оборудования:

классификация твѐрдого топлива по физико-химическим свойствам; сжигание смеси топлив и топлив ухудшенного качества;

уточнение норм присосов котлов в зависимости от их конструктивных

особенностей; снижение величины вращающегося резерва; изменение баланса производства электрической энергии тепловых и атомных

электростанций; исчерпание ресурса работы технологического оборудования и систем управления; обеспечение работоспособности основного оборудования энергоблоков при

длительном простаивании в резерве или консервации.

В Правилах изложены основные организационные и технические требования к эксплуатации объектов энергетики, неуклонное выполнение которых обеспечит надѐжную, экономичную и слаженную работу всех звеньев Объединѐнной энергетической системы Украины.

Требования к выполнению проектно-поисковых работ по выбору площадок для размещения объектов энергетики, а также требования по проектированию, изготовлению компонентов для объектов энергетики, строительству, монтажу, наладке, диагностике, ремонту, реконструкции, устройству энергоустановок, изложены в настоящих Правилах кратко, поскольку они рассматриваются более подробно в других действующих нормативных документах, которые перечислены в следующих перечнях и указателях:

ГИД 34.01.101-97 Указатель ―Действующие отраслевые руководящие документы по эксплуатации и ремонту электростанций и сетей‖;

Перелік НД ЕО-2002 (Перелік діючих нормативних документів експлуатуючої організації в галузі ядерної енергетики України);

Реєстр ДНАОП Державний реєстр міжгалузевих і галузевих нормативних актів про охорону праці; “Перелік чинних в Україні нормативних документів у галузі будівництва”.

Все предложения и замечания по настоящему изданию Правил просим направлять по адресу: 79011, г. Львов, ул. Тютюнникив, 55, ОАО “ЛьвовОРГРЭС”, тел. (0322) 760137, факс 760132, Danko@mail.Lviv.ua

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

ПРАВИЛА

ТЕХНІЧНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ СТАНЦІЙ І МЕРЕЖ

ПРАВИЛА

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящий документ “Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила” (далее Правила) действует в соответствии с Законами Украины, Указами Президента Украины, нормативно-правовыми актами Кабинета Министров Украины, нормативно-правовыми актами по техническим и организационным вопросам функционирования Объединенной энергетической системы Украины, межотраслевыми и отраслевыми нормативными документами и распространяется на все субъекты и объекты энергетики разных форм собственности.

1.2 Правила устанавливают (регламентируют) основные требования к оборудованию, зданиям, сооружениям тепловых, атомных, гидравлических, ветровых электрических станций, блок-станций, станций теплоснабжения, теплоцентралей, котельных, электрических и тепловых сетей разных форм собственности и ведомственной принадлежности, а также к организации и ведению безопасной, надѐжной и экономичной их эксплуатации.

1.3 Правила обязательны для работников всех субъектов и объектов энергетики (энергогенерирующих, электроэнергетических систем, энергопередающих, энергоснабжающих компаний, тепловых электрических станций, теплоцентралей, блокстанций, котельных и станций теплоснабжения, работающих на органическом топливе, атомных электрических станций, гидравлических и ветровых электрических станций, электрических и тепловых сетей); организаций, осуществляющих функции управления, регулирования и инспектирования в энергетике; организаций, выполняющих научноисследовательские, проектно-конструкторские и проектные работы, строительство объектов энергетики, проводящие изготовление, поставку, монтаж, наладку, испытания, диагностирование, ремонт оборудования и предоставляющие другие услуги объектам и субъектам энергетики независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности.

1.4 Все действующие в энергетической отрасли правовые, руководящие и нормативные документы по вопросам организации эксплуатации, собственно эксплуатации оборудования, коммуникаций, зданий и сооружений объектов энергетики, их местные эксплуатационные и должностные инструкции должны быть приведены в соответствие с требованиями настоящих Правил.

1.5 С вводом настоящих Правил прекращают действие на территории Украины “Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей” 13-го (1977г.) и 14го (1989г.) изданий Министерства энергетики и электрификации СССР.


2 ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НЕСОБЛЮДЕНИЕ ПРАВИЛ

2.1 Знание и соблюдение настоящих Правил в объѐме, соответствующем занимаемой должности, обязательно для работников всех субъектов и объектов энергетики, а также работников организаций, осуществляющих функции управления, регулирования и инспектирования в энергетике; организаций, выполняющих научно-исследовательские, проектно-конструкторские и проектные работы, строительство объектов энергетики, проводящих монтаж, наладку, испытания, диагностирование, ремонт оборудования и предоставляющих другие услуги субъектам и объектам энергетики разных форм собственности и ведомственной принадлежности.

2.2 Собственники, руководители и должностные лица субъектов и объектов энергетики должны отвечать за обеспечение потребителей электрической и тепловой энергией нормированного качества в соответствии с договорными обязательствами при соблюдении положений и требований Правил, а также установленных режимов производства, поставки и использования энергии при обеспечении потребителями надлежащего технического состояния электрических, теплоиспользующих установок и тепловых сетей.

2.3 Нарушение Правил, в зависимости от его характера, влечет за собой имущественную, дисциплинарную, административную или уголовную ответственность в соответствии с действующим законодательством Украины.

За нарушения требований Правил:

- Государственная инспекция по эксплуатации электрических станций и сетей имеет право запрещать роботу действующего энергооборудования, вносить предложения о несоответствии работников занимаемым должностям, а также об отстранении оперативного персонала от управления оборудованием и ремонтного персонала от проведения работ;

- Национальная комиссия регулирования электроэнергетики, Государственная инспекция по эксплуатации электрических станций и сетей, Государственная инспекция по энергетическому надзору за режимами потребления электрической и тепловой энергии имеют право применять к субъектам хозяйственной деятельности штрафные санкции в соответствии с действующим законодательством.

2.4 Каждый случай технологического нарушения в работе объекта энергетики (аварийный останов оборудования, брак в ремонте, наладке и др.) должен быть расследован и учтѐн либо в соответствии с ГКД 34.08.551 “Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений на объектах электроэнергетики и в Объединѐнной энергетической системе Украины” с дополнением ГКД 341.003.003.002-2000 “Розслідування та облік технологічних порушень на ВЕС‖, либо с НД 306.205 “Положение о порядке расследования и учѐта нарушений в работе атомных станций‖,

Расследование несчастных случаев и аварий, происшедших при эксплуатации энергоустановок должно проводится в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-4.03 “Положення про порядок розслідування та облік нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на виробництві”.

2.5 Руководители всех субъектов и объектов энергетики; организаций, осуществляющих функции управления, регулирования и инспектирования в энергетике; организаций, выполняющих научно-исследовательские, проектно-конструкторские и проектные работы, строительство объектов энергетики, проводящих монтаж, наладку, испытания, диагностику, ремонт оборудования и предоставляющих другие услуги субъектам и объектам энергетики независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности несут личную ответственность за своѐ решение или распоряжение, принятое в нарушение настоящих Правил, а также за несоблюдение Правил подчинѐнным персоналом.

2.6 При нарушении Правил, технологических нарушениях (аварийный останов оборудования, брак в ремонте, наладке и др.), нарушениях, приведших к радиационной аварии или незапланированному переоблучению персонала (для атомных электростанций), а также к пожару или несчастному случаю, персональную ответственность несут:

работники, непосредственно обслуживающие или ремонтирующие оборудование,

здания, сооружения – за каждое нарушение, происшедшее по их вине; первые руководители и технические руководители субъектов и объектов энергетики и их заместители - за нарушения, происшедшие на подчинѐнных им или управляемых ими объектах энергетики; оперативный персонал всех технологических звеньев энергопроизводства - за

нарушения, допущенные ими или их подчинѐнными; начальники, их заместители, мастера и инженеры цехов и отделов субъектов и объектов энергетики, ремонтных предприятий, участков и служб электросетей, а также районов тепловых сетей - за нарушения, допущенные ими или их подчинѐнными; начальники и инженерно-технические работники производственных служб энергокомпаний - за допущенные ими нарушения и за нарушения, происшедшие по вине работников служб на закреплѐнных за ними участках или оборудовании энергокомпаний; руководители, а также инженерно-технические работники проектных, конструкторских, строительных, монтажных, ремонтных, наладочных, исследовательских и других организаций - за нарушения, допущенные ими и их подчинѐнными.

2.7 Руководители субъектов и объектов энергетики должны предъявлять в установленном порядке рекламации на все дефекты и случаи повреждения оборудования, зданий и сооружений, происшедшие по вине заводов-изготовителей, проектных, строительных, монтажных, наладочных и ремонтных организаций.

2.8 При повреждении посторонними организациями и частными лицами воздушных и кабельных линий электропередачи и связи, гидротехнических сооружений и их средств измерительной техники, оборудования постов автоматизированной системы контроля радиационной обстановки (посты контроля размещаются в зоне наблюдения на расстоянии до 30 км от атомной электростанции), подземных коммуникаций и оборудования, находящегося на балансе субъектов энергетики, их руководители должны составлять акты о выявленных повреждениях и передавать местным правоохранительным органам для расследования и привлечения виновных к ответственности.

2.9 Охрана объектов энергетики должна обеспечиваться в соответствии с действующим законодательством.

3 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В этом нормативном документе есть ссылки на такие нормативные документы:

Закон Украины ―Об электроэнергетике‖ от 16.10.1997 № 575/97-ВР;

Закон Украины ―Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности‖ от 08.02.1995 № 39/95-ВР;

Закон Украины ―Об энергосбережении‖ от 01.07.1994 № 74/94-ВР;

Закон Украины ―О предпринимательстве‖ от 07.02.1991 № 698-XII;

Закон Украины ―О лицензировании определѐнных видов хозяйственной

деятельности‖ от 01.06.2000 №1775-III;

Закон Украины ―О разрешительной деятельности в сфере использования ядерной энергии‖ от 11.01.2000 №1370-XIV;

Закон Украины ―Об охране окружающей среды‖ от 25.06.1991 № 264-XII;

Закон Украины ―О пожарной безопасности‖ от 17.12.1993 № 3745-XII;

Закон Украины ―Об охране атмосферного воздуха‖ от 16.10.1992 № 2702-XII;

Закон Украины ―Об охране труда‖ от 14.10.1992 №2694-XII;

Закон Украины ―Об отходах‖ от 05.04.1998 №871/98-ВР;

Водный Кодекс Украины от 06.06.1995 №214/95-ВР;

Закон Украины ―О метрологии и метрологической деятельности‖ от 11.02.1998 №

113/98-ВР;

Закон Украины ―О подтверждении соответствия‖ от 17.05.2001 № 2406-III;

Закон Украины ―Об аккредитации органов по оценке соответствия‖ от 17.05.2001 №

2407-III;

Закон Украины ―О стандартизации‖ от 17.05.2001 № 2408-III;

ГОСТ 8.010-99 Методики выполнения измерений. Основные положения;

ГОСТ 9.602-89 Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

ГОСТ 687-78Е Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия;

ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления;

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение;

ГОСТ 2874-82 Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством;

ГОСТ 3619-82 Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры;

ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия;

ГОСТ 12450-82 Выключатели переменного тока на номинальное напряжение от 100 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний;

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах энергоснабжения общего назначения;

ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки;

ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность;

ГОСТ 20995-75 Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара;

ГОСТ 24277-91 Установки паротурбинные стационарные для атомных

электростанций. Общие технические требования;

ГОСТ 24278-89Е (СТ СЭВ 3035) Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования;

ГОСТ 25859-83 Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках;

ГОСТ 27164-86 Аппаратура специального назначения для эксплуатационного контроля вибрации подшипников крупных стационарных агрегатов. Технические требования;

ГОСТ 28269-89 Котлы паровые стационарные большой мощности. Общие

технические требования;

ДСТУ ISO 9001-2001 Системы управления качеством. Требования;

ДСТУ 1.1-2001 Государственная система стандартизации. Стандартизация и смежные виды деятельности. Термины и определения основных понятий;

ДСТУ 2462-94 Сертификация. Основные понятия. Термины и определения;

ДСТУ 2681-94 Метрология. Термины и определения;

ДСТУ 2708-99 Метрология. Поверка средств измерения. Организация и порядок проведения;

ДСТУ 2769-94 Руководство по нагрузке силових сухих трансформаторов;

ДСТУ 3463-96 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов;

ДСТУ 3968-2000 Метрология. Клейма поверочные и калибровочные. Правила изготовления, применения и сохранения;

ДСТУ 3989-2000 Метрология. Калибровка средств измерительной техники. Основные положения, организация, порядок проведения и оформления результатов;

Р 50-060-95 Рекомендации. Метрология. Типовое положение о ведомственных метрологических службах;

Р 50-063-96 Рекомендации. Типовое положение о службах стандартизации;

ПМУ-18-2000 Правила аккредитации на право проведения метрологических работ;

ОСТ 34-70-690-96 Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации;

ОСТ 108.030.47 Котлы водогрейные. Качество сетевой и подпиточной воды;

ОСТ 108.031.08-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчѐта на прочность. Общие положения по обоснованию толщины стенки; ОСТ 108.031.09-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчѐта на прочность. Методы определения толщины стенки;

ОСТ 108.031.10-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Определение коэффициентов прочности;

МХО ИАЭ 38.842.50-84 Метрологическое обеспечение эксплуатации АЭС. Номенклатура основных параметров, подлежащих контролю и нормы точности их измерений;

МХО ИАЭ 38.843.50-87 Метрологическое обеспечение эксплуатации АЭС. Номенклатура основных параметров АЭС и нормы точности их измерений для АЭС с энергоблоками типа ВВЭР;

РД 34.03.103 Положение о ведомственном надзоре за состоянием газового хозяйства тепловых электростанций Минэнерго СССР;

РД 34.03.352 Правила взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива;

РД 34.11.321 Нормы точности измерений технологических параметров тепловых электростанций;

РД 34.17.428-90 Положение о порядке продления срока эксплуатации корпусов ПВД и ПНД свыше 30 лет;

РД 34.17.442-96 Инструкция о порядке продления срока службы барабанов котлов высокого давления;

РД 34.20.405 Правила приемки в эксплуатацию отдельных пусковых комплексов и законченных строительством электростанций, объектов электрических и тепловых сетей;

РД 34.20.509 Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть 1.

Кабельные линии напряжением до 35 кВ;

РД 34.20.509 Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть 2. Кабельные линии напряжением 110 - 500 кВ;

РД 34.21.501 Типовая инструкция по эксплуатации механического оборудования гидротехнических сооружений;

РД 34.22.502 Правила эксплуатации заиляемых водохранилищ малой и средней емкости;

РД 34.26.105 Методические указания по предупреждению низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и газоходов котлов;

РД 34.30.310 Методические указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин;

РД 34.40.504 Методические указания по защите баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации;

РД 34.46.302-89 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов;

РД 34.48.151 Нормы технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем;

РД 53.025.002-88 Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций;

РД 53.025.016-89 Положение о порядке вывода оборудования в ремонт и ввода его в эксплуатацию после ремонта на атомных станциях;

РД 53-34.020.340-98 Методические указания по контролю за состоянием металлических напорных трубопроводов гидроэлектростанций;

ПУЭ Правила устройства электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное. Москва, Энергоатомиздат, 1985‖, утвержденные Минэнерго СССР 04.07.84;

ГКД 34.03.101-94 Безопасность гидротехнических сооружений электростанций Украины. Положение об отраслевой системе надзора;

ГКД 34.08.551-99 Инструкция о расследовании и учете технологических нарушений на объектах электроэнергетики и в объединѐнной энергетической системе Украины;

ГКД 34.09.102-95 Жидкое топливо на электростанциях. Методика инвентаризации; ГКД 34.09.102-96 Стационарные электростанции, которые выводятся в резерв.

Консервация оборудования. Методика;

ГКД 34.17.401-95 Контроль и продление срока службы металла оборудования тепловых электростанций. Типовая инструкция. Часть 1. Котлы, турбины и трубопроводы с давлением 9 МПа и выше;

ГКД 34.17.404-94 Техническое диагностирование и продление эксплуатации оборудования тепловых электростанций. Деаэраторы с давлением среды 0,6 МПа и выше;

ГКД 34.20.502-97 Повітряні лінії електропередачі напругою 35 кВ і вище;

ГКД 34.20.503-97 Методические указания по организации системы эксплуатационного обслуживания воздушных линий электропередачи напряжением 0,4-20 кВ, трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ и распределительных пунктов напряжением 6-20 кВ;

ГКД 34.20.504 Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий

электропередачи напряжением 35-800 кВ;

ГКД 34.20.661-95 Правила організації технічного обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд, електростанцій та мереж Міненерго України

ГКД 34.20.801-01 Инструкция по служебному расследованию, первичному учету пожаров, которые произошли на объектах Минтопэнерго Украины;

ГКД 34.21.522-96 Стальные вертикальные цилиндрические резервуары для сохранения жидкого топлива и воды. Строительные конструкции. Инструкция по эксплуатации;

ГКД 34.21.661-96 Перелік робіт з технічного обслуговування електричних мереж напругою 220-750 кВ і норми періодичності їх капітального ремонту;

ГКД 34.23.501-93 Мазутные хозяйства тепловых электростанций. Инструкция по эксплуатации;

ГКД 34.25.301-96 Котлы, турбины и трубопроводы ТЭС. Положение о входном контроле металла теплоэнергетического оборудования с давлением 9 МПа и выше;

ГКД 34.35.101-95 Требования к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемые их условиями автоматизации;

ГКД 34.35.506-97 Типовые технические требования к станционному уровню АСУ ТП ТЭС;

ГКД 34.35.507-96 Оперативные переключения в электроустановках. Правила выполнения;

ГКД 34.42.401-96 Установки для очищения производственных сточных вод тепловых электростанций. Методика пуска и наладки;

ГКД 34.43.101-97 Приѐмка, применение и эксплуатация трансформаторных масел. Методические указания;

ГКД 34.47.501-95 Руководящие указания по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами

напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения;

ГКД 34.51.101-96 Инструкция по выбору изоляции электроустановок;

ГНД 95.1.06.02.001-97 Теплоноситель первого контура ядерных энергетических реакторов типа ВВЭР-1000. Технические требования к качеству. Способы обеспечения;

ГНД 95.1.06.02.002-2001 Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами типа ВВЭР. Технические требования к качеству рабочей среды. Способы обеспечения;

НД 306.203-95 Положение о лицензировании персонала АЭС Украины;

НД 306.205-96 Положение о порядке расследования и учете нарушений в работе атомных станций;

Перечень должностей персонала для эксплуатации ядерных установок, на подготовку которого необходима лицензия Главной государственной инспекции по надзору за ядерной безопасностью Минэкобезопасности, (Постановление Кабинета Министров Украины от 22 мая 1996 года № 551);

НП 306.1.02/1-034-2000 Общие положения обеспечения безопасности атомных станций;

НП 306.4.06.050-2001 (ПБ ПРМ-2001) Правила ядерной и радиационной безопасности при транспортировке радиоактивных материалов;

НП 306.4.07.016 Правила ведения учета и контроля ядерных материалов на установке;

НП 306.5.02/3.017-99 Требования к программе обеспечения качества на всех этапах жизненного цикла ядерных установок;

НП 306.5.02/3.035-2000 Требования по ядерной и радиационной безопасности к информационным и управляющим системам, важным для безопасности;

ПНАЭ Г-1-004-87 Типовое содержание технического обоснования безопасности атомной станции;

ПНАЭ Г-1-024-90 Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций;

ПНАЭ Г-5-006-872/1-21Нормы проектирования сейсмостойкости атомных станций;

ПНАЭ Г-7-002-87 Нормы расчѐта на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок;

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок;

ПНАЭ Г-9-026-90 Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций;

ПНАЭ Г-9-027-91 Правила проектирования систем аварийного электроснабжения атомных станций;

ПНАЭ Г-14-029-91 Правила безопасности при хранении и транспортировании ядерного топлива на объектах атомной энергетики;

СППНАЭ-87 Руководство по выбору пункта строительства атомных станций;

Правила (временные) приемки в эксплуатацию законченных строительством энергоблоков атомных станций, утверждѐнные ГКА Украины 20.07.94 г. №192;

НРБУ-97 Державні гігієнічні нормативи. Норми радіаційної безпеки України;

ДНАОП 0.00-1.07-94 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

ДНАОП 0.00-1.11-98 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды;

ДНАОП 0.00-1.13-71 Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов;

ДНАОП 0.00-1.20-98. Правила безпеки систем газопостачання України;

ДНАОП 0.00-4.03-2001 Положення про порядок розслідування та облік нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на виробництві;

ДНАОП 0.00-4.12-99 Типовое положение об обучении по вопросам охраны труда;

ДНАОП 0.00-4.15-98 Положение о разработке инструкций по охране труда;

ДНАОП 0.00-8.03-93 Порядок опрацювання і затвердження власником нормативних актів про охорону праці, що діють на підприємстві;

ДНАОП 0.01-1.01-95 Правила пожарной безопасности в Украине;

ДНАОП 0.03-1.56-73 Правила безопасной транспортировки радиоактивных веществ ПБТРВ-73;

ДНАОП 0.03-1.72-87 Основные санитарные правила работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений;

ДНАОП 0.03-1.73-79 Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций;

ДНАОП 0.03-1.76-89 Правила радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций;

ДНАОП 0.03-3.01-71 Санитарные нормы проектирования промышленных

предприятий;

ДНАОП 0.03-3.24-97 Норми радіаційної безпеки України;

ДНАОП 0.03-4.02-89 Положение о медицинском осмотре работников определенных категорий;

ДНАОП 0.04-1.01-74 Правила ядерной безопасности атомных электростанций;

ДНАОП 0.04-1.10-83 Основные правила безопасности и физической защиты при перевозке ядерных материалов ОПБЗ-83;

ДНАОП 1.1.10-1.02-01 Правила безпечної експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій і теплових мереж;

ДНАОП 1.1.10-1.07-01 Правила експлуатації електрозахисних засобів;

ДНАОП 1.1.10-5.05-86 Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования;

НАОП 1.1.23-1.18-80 Правила технической эксплуатации систем газоснабжения

Украинской ССР;

ДБН А.2.2-3-97 Состав, порядок разработки, согласования и утверждения проектной документации для строительства;

ДБН А.3.1-3-94 Управление, организация и технология. Приѐмка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения;

ДБН В.2.5.-20-2001. Газоснабжение. Инженерное оборудование зданий и сооружений. Внешние сети и сооружения;

СНиП 2.01.01-82 Строительная климатология и геофизика;

СНиП 2.04.01 Внутренний водопровод и канализация зданий;

СНиП 2.04.07-86 Тепловые сети;

СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Основные положения;

СНиП 3.03.01 Несущие и ограждающие конструкции;

РТМ 24.038.08-72 Расчет трубопроводов энергетических установок на прочность;

РТМ 24.038.11-72 Расчѐт прочности трубопроводов энергоустановок для условий нестационарных температурных режимов;

НАПБ 05.024-2000 Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на предприятиях Минтопэнерго Украины;

НАПБ 05.025-2000 Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения;

НАПБ 05.027-2000 Инструкция по тушению пожаров на энергетических предприятиях Минтопэнерго Украины;

НАПБ Б.02.005-94 Типовое положение о специальном обучении, инструктажах и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях, в учреждениях и в организациях Украины (приказ МВД от 22.06.95 №400);

НАПБ В.01.034-99 Правила пожарной безопасности в компаниях, на предприятиях и в организациях энергетической отрасли Украины;

НАПБ В.05.018-85/111 Инструкция о мерах пожарной безопасности при выполнении сварочных работ и других огневых работ на энергообъектах Минэнерго Украины;

П 34-70-005-85 Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа;

ТИ 34-70-062-87 Типовая инструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций, сжигающих природный газ;

Типова інструкція по експлуатації газового господарства ТЕС, працюючих на природному газі. Міненерго України;

Державні санітарні норми і правила при виконанні робіт в невимкнених електроустановках напругою до 750 кВ включно. Затв. Наказом Мінохорони здоров‘я №198 від 09.07.1997р.;

Размещение атомных станций. Основные критерии и требования по обеспечению безопасности;

Руководство по техническому обслуживанию резервных дизельных электрических станций АС;

Правила приемки в эксплуатацию из монтажа и наладки систем управления технологическими процессами;

ПНАЭ Г-14-029 Правила безопасности при хранении и транспортировании ядерного топлива на объектах атомной энергетики;

Положение о техническом диагностировании энергетического оборудования предприятий Министерства промышленной политики Украины, утверждѐнное

Министеством промышленной политики Украины 29.11.1999г;

Типовое положение об обучении (инструктаже) и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях, в учреждениях и в организациях Украины, введенное в действие приказом Министерства внутренних дел Украины от 17.11.94 №628;

Типовое положение о специальном обучении, инструктажах и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях, в учреждениях и в организациях Украины, введенное в действие приказом Министерства внутренних дел Украины от

22.06.95 №400.

4 ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ

4.1 Термины и определения

В настоящих Правилах приведенные ниже термины используются в таких значениях.

Аварийная ситуация – потенциально опасное состояние объекта, характеризующееся нарушением пределов и (или) условий безопасной эксплуатации и не перешедшее в аварию.

Автоматическое безинерционное включение включателя-отключателя – это включение шунтирующего реактора через пробой искрового промежутка «шар – игла» изза перенапряжения в сети.

Асинхронизированный синхронный генератор – неявнополюсный синхронный генератор с продольно-поперечным возбуждением, у которого обмотки индуктора присоединяются к регулировочному преобразователю частоты.

Асинхронный режим генератора – режим работы синхронного генератора, при котором его синхронный электромагнитный момент меньше вращательного момента турбины, вследствие чего частота вращения турбоагрегата выше синхронной.

Базовый режим работы электростанции (энергоблока, агрегата) – режим работы электростанции (энергоблока, агрегата) с практически постоянной мощностью в течение установленного интервала времени.

Ветровая электрическая станция – группа ветровых электроустановок, оборудования и сооружений, расположенная на одной территории, функционально связанная между собой и составляющая единый комплекс для производства электроэнергии.

Ветровая электроустановка – ветровая установка, преобразующая кинетическую энергию ветра в электрическую.

Водно-химический режим – совокупность мероприятий, регламентирующих соответствующее качество рабочих сред с целью обеспечения надежной и экономичной эксплуатации оборудования, контактирующего с ними.

Водопользование – пользование водами (водными объектами) для обеспечения промышленности, сельского хозяйства, населения и др. Различают общее водопользование (без применения сооружений или специальных технических устройств) и водопользование с применением сооружений или устройств.

Выброс аварийный – выброс загрязняющих веществ, произошедший вследствие нарушения технологического режима работы оборудования, правил хранения материалов, работы систем контроля и регулирования и (или) в случае повреждения элементов оборудования, возникновения пожара, взрыва, приведший к превышению предельнодопустимых значений выбросов.

Глухозаземленная нейтраль – нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например через трансформаторы тока).

Изолированная нейтраль – нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации, измерения, защиты, заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства, имеющие большое сопротивление.

Испытательный режим – режим работы оборудования по специальным заявкам и программам с целью определения (проверки) соответствия его технических характеристик требованиям НД, инструкциям завода-изготовителя и проектной документации.

Источник теплоснабжения – объект энергетики, обобщенное понятие источников тепловой энергии, к которым относятся теплоцентраль, станция теплоснабжения, паровая и водогрейная котельные.

Класс напряжения электрооборудования – номинальное междуфазное напряжение электрической сети, для работы в которой предназначено электрооборудование.

Конденсаторные установки – установки напряжением 6 кВ и выше, частотой 50 Гц, предназначенные для выработки реактивной мощности и регулирования напряжения.

Консервация энергетического оборудования – комплекс мероприятий по защите от коррозии и сохранению работоспособного состояния основного и вспомогательного оборудования во время пребывания в оперативном состоянии резерва или консервации.

Консервация – оперативное состояние исправного оборудования, с полным отключением (остановом) и выводом из работы на длительное время из-за отсутствия необходимости его использования в данное время, но с возможностью последующего его включения в работу при необходимости (после его подготовки, проверки и опробования).

Марка угля – условное обозначение разновидностей угля, близких по генетическим признакам и основным физико-химическим характеристикам.

Номинальная скорость ветра – скорость ветра, при которой ветровая электроустановка развивает номинальную мощность.

Парковый ресурс - минимальная расчѐтная или гарантируемая изготовителем безаварийная наработка однотипных деталей (узлов) оборудования при проектных параметрах и соблюдении требований нормативных документов и инструкций по эксплуатации.

Индивидуальный парковый ресурс – парковый ресурс конкретных деталей (узлов) оборудования, рассчитанный с учетом их фактических размеров по усредненным или эквивалентным параметрам среды за весь срок эксплуатации до времени выполнения расчѐта.

Пусковой комплекс энергообъекта – совокупность объектов основного производственного и обслуживающего назначения, ремонтного и транспортного хозяйства, инженерных коммуникаций, связи, очистных сооружений и др., определенных генеральным проектировщиком для выработки электрической и/или тепловой энергии.

Рабочая мощность электростанции располагаемая мощность электростанции, за вычетом мощности оборудования, выведенного в ремонт (резерв).

Располагаемая мощность электростанции (энергоблока) – установленная мощность генерирующей электростанции (энергоблока), за вычетом ограничения еѐ (его) мощности.

Сертификация – процедура, посредством которой третья сторона дает письменную гарантию, что продукция, процесс или услуга соответствует заданным требованиям.

Сеть с компенсацией емкостных токов – электрическая сеть с заземленной через дугогасящий реактор нейтралью.

Система управления качеством – система управления, которая направляет и контролирует деятельность организации для выполнения требований к качеству продукции (процессов, услуг).

Скорость ветра выключения максимальная скорость ветра, при которой ветровая электроустановка прекращает выработку электроэнергии во избежание ее повреждения.

Собственное восстанавливающееся напряжение – восстанавливающееся напряжение, которое определяется только схемой и параметрами электрической цепи без учета влияния совокупности факторов, которые влияют на переходной процесс, в том числе и сопротивления дугового промежутка (восстанавливающееся напряжение – напряжение, которое возникает на полюсах выключателя непосредственно после гашения дуги и состоит из напряжения промышленной частоты (напряжения возвращения) и свободной составляющей, которая в зависимости от схемы и параметров электрической цепи, может быть одночастотной, многочастотной и апериодической).

Стандартизация – деятельность, которая заключается в установлении положений для всеобщего и многократного применения в отношении реально существующих или потенциальных задач с целью достижения оптимальной степени упорядочения в определенной области.

Станция теплоснабжения – комплекс установок (паровых, водогрейных и пароводогрейных котлов и теплообменников), являющихся источником теплоснабжения.

Температурный график тепловой сети – значения температуры горячей воды после источника теплоснабжения на входе в тепловую сеть и после еѐ возвращения от потребителей, зависящий от климатических условий.

Тепловая сеть – совокупность оборудования (насосы, трубопроводы, арматура, средства измерительной техники и автоматика), при помощи которого подается от источника тепла нагретый теплоноситель потребителям и возвращается после частичного использования тепла (охлаждения) к источнику тепла.

Вращающийся резерв мощности ОЭС Украины – разность между суммарной максимально допустимой (по условиям возможной длительно допустимой перегрузки оборудования, существующих ограничений по мощности, сохранения устойчивости) мощностью генерирующих агрегатов, подключенных к электрической сети ОЭС Украины, и суммарной мощностью, генерируемой ими в ОЭС Украины в установленный момент времени.

Оборудование, находящееся в резерве, - отключенное по заявке или команде (согласованию) диспетчера оборудование, готовое к включению по команде диспетчера.

Оборудование, находящееся под напряжением , - подключенное

коммутационными аппаратами к источнику напряжения оборудование, не находящееся в работе (силовой трансформатор на холостом ходу, линия электропередачи, подключенная со стороны питающей подстанции и т.д.).

Теплоцентраль – энергопредприятие, в состав которого входят котельные с паровыми и (или) водогрейными котлами, теплообменниками, являющимися источником теплоснабжения.

Технологическое нарушение – повреждение энергетического оборудования и сооружений, нарушение их работоспособности, нарушение нормального режима работы или надежности энергообъекта, электрических и тепловых сетей, что приводит к останову или снижению их мощности. Технологические нарушения подразделяются на отказы и аварии.

Топливо высоковлажное – твердое топливо с высоким содержанием влаги, приведенная (на 1000 ккал/кг) влага которого более 8 %.

Топливо высокозольное – твердое топливо с высоким содержанием золы и различных горных примесей, приведенная (на 1000 ккал/кг) зольность которого более 10%.

Топливо низкосортное – твердое топливо, характеризующееся высокой зольностью и/или влажностью с низшей теплотой сгорания менее 3500 ккал/кг (15 МДж/кг).

Эксплуатация оборудования – стадия жизненного цикла оборудования от момента введения его в работу до вывода из работы, на протяжении которой поддерживается и восстанавливается его работоспособность. Эксплуатация оборудования включает четыре оперативных состояния: работа, резерв, ремонт, консервация.

Энергетическая характеристика – совокупность зависимостей техникоэкономических показателей работы основного оборудования в абсолютных или относительных величинах при оптимальных режимах, принятой тепловой схеме, фиксированных значениях внешних факторов с учѐтом состояния оборудования. Отображает реально - возможную экономичность работы оборудования.

Энергообъект (энергопредприятие) – электрические станции, источники теплоснабжения, электрические и тепловые сети, осуществляющие производство, преобразование, передачу и снабжение электрической и/или тепловой энергией.

4.2 Сокращения


АБ

аккумуляторная батарея

АВР

автоматическое включение резерва

АЗ

аварийная защита

АБП

агрегат бесперебойного питания

АПВ

автоматическое повторное включение

АРВ

автоматический регулятор возбуждения

АРМ

автоматический регулятор мощности

АРЧМ

автоматическое регулирование частоты и мощности

АС

автоматизированные системы

АСДК

- автоматизированная система диспетчерского контроля

АСДУ

- автоматизированная система диспетчерского управления

АСКРО

- автоматизированная система контроля радиационной обстановки

АСУ

- автоматизированная система управления

АСУ ТП

- автоматизированная система управления технологическим процессом

АСУП

- автоматизированная система управления производством

АЧР

- автоматическая частотная разгрузка

АШ

- антрацитовый штыб

АЭС

- атомная электрическая станция

БВ

- бассейн выдержки

БОВ

- блок осушки воздуха

БОУ

- блочная обессоливающая установка

БЩУ

- блочный щит управления

ВЛ

- воздушная линия электропередачи

ВОЛС

- волоконно-оптическая линия связи

ВПЧ

- военизированная пожарная часть

ВСН

- временные строительные нормы

ВЭС

- ветровая электростанция

ВЭУ

- ветровая электроустановка

ГАЭС

- гидроаккумулирующая электрическая станция

ГЗЗ

- главная запорная задвижка

ГЗШУ

- гидрозолошлакоудаление

ГЗУ

- гидрозолоудаление

ГО

- гражданская оборона

ГРП

- газорегулирующий пункт

ГТУ

- газотурбинная установка

ГЦК

- главный циркуляционный контур

ГЦН

- главный циркуляционный насос

ГЩУ

- главный щит управления

ГЭС

- гидравлическая электрическая станция

Ж/К

- журнал/карта

Ж/КДНО

- журнал/карта дефектов и неполадок оборудования

ЖР

- журнал распоряжений

ЖРО

- жидкие радиоактивные отходы

ЗРУ

- закрытое распределительное устройство

ИИС

- информационно-измерительная система

ИУС

- информационные управляющие системы

ИСУ

- избирательная система управления

ИТ

- источник теплоснабжения

КИА

- контрольно-измерительная аппаратура

КРУ

- комплектное распределительное устройство

КРУЭ

- комплектное распределительное устройство элегазовое

КСА

- комплекс средств автоматизации

КТС

комплекс технических средств

КУ

карта уставок

МКУ

минимальный контролируемый уровень

МПА

механизм перегрузки аварийный

МВИ

методика выполнения измерений

НАЭК

Национальная атомная энергетическая компания

НД

нормативный документ

НИР

научно-исследовательские работы

НЭК

Национальная энергетическая компания

ОВБ

- оперативно-выездная бригада

ОДГ

- оперативная диспетчерская группа

ОЖ

- оперативный журнал

ОРУ

- открытое распределительное устройство

ОЭДФК

- оксиэтилидендифосфоновая кислота

ОЭС

- объединенная энергетическая система

ПА

- противоаварийная автоматика

ПБВ

- переключатель без возбуждения, устройство

ПВД

- подогреватель высокого давления

ПДВ

- предельно допустимые выбросы

ПДД

- предельно-допустимые дозы

ПДК

- предельно-допустимая концентрация

ПЗУ

- пневмозолоудаление

ПНД

- подогреватель низкого давления

ПНР

- пусконаладочные работы

ПОК

- программа обеспечения качества

ПОТ

- Правила охраны труда

ППБ

- Правила пожарной безопасности

ПРБ

- Правила радиационной безопасности

ПТПП

- пункт тренажерной подготовки персонала

ПУЭ

- правила устройства электроустановок

РВП

- регенеративный воздухоподогреватель

РЗА

- релейная защита и автоматика

РПН

- регулятор напряжения под нагрузкой, устройство

РОУ

- редукционно-охладительная установка

РУ

- реакторная установка; распределительное устройство электрическое

РЩ

- релейный щит

РЩУ

- резервный щит управления

САОН

- специальная автоматика отключения нагрузки

САЭ

- система аварийного электроснабжения

СДТУ

- средства диспетчерского технологического управления

СДЧС

- система действий в чрезвычайных ситуациях

СИЗ

- средства индивидуальной защиты

СИТ

- средства измерительной техники

СН

- собственные нужды

СНиП

- строительные нормы и правила

СПЧС

- система предупреждения чрезвычайных ситуаций

СУЗ

- система управления и защит

ТАИ

- тепловая автоматика и измерения

ТВС

- тепловыделяющая сборка

ТВЭЛ

- тепловыделяющий элемент

ТОБ

- техническое обоснование безопасности

ТРО

- твердые радиоактивные отходы

ТТР

температура точки росы

ТЭО

технико-экономическое обоснование

ТЭП

технико-экономические показатели

ТЭС

тепловая электрическая станция

ТЭЦ

тепловая электроцентраль

УТП

учебно-тренировочный пункт

УТЦ

учебно-тренировочный центр

ФГУ

функциональное групповое управление

ХЖО

хранилище жидких отходов

ЦВД

- цилиндр высокого давления

ЦДС

- центральная диспетчерская служба

ЦНД

- цилиндр низкого давления

ЦСД

- цилиндр среднего давления

ЦТАИ

- цех тепловой автоматики и измерений

ЦЩУ

- центральный щит управления

ЧАПВ

- частотное автоматическое повторное включения

ЭГП

- электрогидравлический преобразователь

ЭТК

- экспертно-техническая комиссия

ЭТЛ

- электротехническая лаборатория

ЯР

- ядерный реактор

ЯТ

- ядерное топливо

ЯУ

- ядерная установка


5 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

5.1 Организационная структура и задачи

5.1.1 Организационная структура

5.1.1.1 Головным (ведущим) органом в системе центральных органов исполнительной власти по вопросам обеспечения реализации государственной политики в энергетическом, ядерно-промышленном, угольно-промышленном и нефтегазовом комплексах (топливно-энергетическом комплексе) является Министерство топлива и энергетики Украины (Минтопэнерго Украины).

5.1.1.2 Правовые, экономические и организационные основы деятельности в энергетике и регулирование отношений, связанных с производством, передачей, поставкой и использованием энергии, обеспечением энергетической безопасности Украины, конкуренцией и защитой прав потребителей и работников отрасли, определяет Закон Украины „„Об электроэнергетике‟‟.

5.1.1.3 Технологическая структура энергетической отрасли (энергопроизводства) независимо от форм собственности образуется (создаѐтся) субъектами и объектами энергетики по функциональному принципу производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии.

5.1.1.4 Совокупность субъектов и объектов энергетики, объединенных общим режимом производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии при централизованном диспетчерском (оперативно-технологическом) управлении этим режимом, образовывают объединенную энергетическую систему (ОЭС) Украины.

5.1.1.5 Технологическими звеньями энергопроизводства являются: Государственное предприятие Национальная энергетическая компания (НЭК) „„Укрэнерго‟‟ с входящими в его состав электроэнергетическими системами (ЭЭС) и магистральными электрическими сетями (МЭС); энергогенерирующие компании с входящими в их состав тепловыми, атомными,

гидравлическими, и ветровыми электростанциями (ТЭС, АЭС, ГЭС, ВЭС); энергоснабжающие компании с входящими в их состав электростанциями; теплоцентрали (ТЭЦ); магистральные тепловые сети, с подключенными к ним станциями теплоснабжения, теплоцентралями, котельными - источниками теплоснабжения (ИТ).

К технологическим звеньям энергетической отрасли относятся также (в качестве структурных подразделений или самостоятельных энергопредприятий) проектные, строительные, монтажные, наладочные, ремонтные и другие специализированные организации любой формы собственности и ведомственной принадлежности, связанные с энергопроизводством.

5.1.1.6 Оперативно-технологические взаимоотношения между технологическими звеньями энергопроизводства определяются типовыми положениями, утверждѐнными в установленном порядке.

5.1.1.7 Контроль за соблюдением надѐжности, безопасноти и эффективности энергопроизводства, а также за соблюдением Законов Украины, стандартов, норм, правил, нормативных документов (НД), относящихся к энергетической отрасли, осуществляют Государственная инспекция по эксплуатации электрических станций и сетей, Главная государственная инспекция по надзору за ядерной и радиационной безопасностью, Государственная инспекция по энергетическому надзору за режимами потребления электрической и тепловой энергии, Управление по надзору в энергетике Госнадзорохрантруда, органы, контролирующие пожарную безопасность, радиационную безопасность, экологию, водные ресурсы, санитарию.

5.1.1.8 Функционирование эффективных механизмов оптового рынка электроэнергии (покупка, оптовое снабжение электроэнергией, ценообразование) обеспечивает Государственное предприятие „„Энергорынок‟‟ с участием Национальной комиссии регулирования энергетики.

5.1.1.9 Организацию эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики (электроавтоматики, противоаварийной и режимной автоматики), в дальнейшем устройства РЗА, всех субъектов и объектов энергетики, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, осуществляют службы РЗА, электролаборатории (ЭТЛ) или другие структурные формирования, входящие в состав субъектов энергетики, в дальнейшем службы РЗА, имеющие трехуровневую оперативную подчиненность:

а) первый уровень- служба РЗА НЭК „„Укрэнерго‟‟, организующая эксплуатацию устройств РЗА основной сети Украины и связей с энергообъединениями соседних государств, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера НЭК

„„Укрэнерго‟‟;

б) второй уровень – службы РЗА региональных ЭЭС НЭК „„Укрэнерго‟‟,

организующие эксплуатацию устройств РЗА:

электрической сети 220 кВ и выше своего региона, находящиеся в управлении и

ведении диспетчеров региональных ЭЭС НЭК „„Укрэнерго‟‟; кольцевых связей 110-154 кВ; главной схемы атомных, тепловых и гидравлических электростанций;

в) третий уровень – службы РЗА энергокомпаний, сетевых предприятий, электростанций, организующие эксплуатацию устройств РЗА распределительных сетей, атомных, тепловых, гидравлических, ветровых электростанций и блок-станций.

Основные функции, распределение обязанностей, организация взаимодействия и функциональные взаимоотношения служб РЗА всех уровней регламентируются положениями о службах РЗА этих уровней, которые должны быть разработаны на основании типовых положений и согласованы службами РЗА вышестоящего уровня.

5.1.1.10 Разграничение функций и обязанностей по обслуживанию оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций между производственными подразделениями должно осуществляться в соответствии с положениями о подразделениях энергообъекта, энергопредприятия, утвержденными руководством энергообъекта, энергопредприятия.

5.1.1.11 На каждом энергообъекте, энергопредприятии, в соответствии с положением о подразделениях, приказом руководителя должны быть установлены границы обслуживания оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций между производственными подразделениями (цехами, участками, лабораториями, службами).

5.1.1.12 Общее оперативно–технологическое управление энергообъектом осуществляется начальником смены энергообъекта, оперативное обслуживание оборудования - дежурным персоналом цехов, служб, лабораторий по принадлежности.

5.1.2 Задачи

5.1.2.1 Минтопэнерго Украины, Национальная комиссия регулирования электроэнергетики для надѐжного функционирования ОЭС Украины и еѐ элементов обеспечивают разработку и реализацию программ развития и надѐжного функционирования энергетической отрасли, осуществляя контроль за целевым использованием средств, заложенных в тарифы на электроэнергию для обеспечения надѐжной эксплуатации энергетического оборудования и развития отрасли, и способствуя внедрению механизмов стимулирования энергокомпаний и энергопредприятий по реновации оборудования и проведения планово-предупредительных ремонтов в объѐмах и с периодичностью, обеспечивающих нормальное функционирование оборудования.

Минтопэнерго Украины проводит техническую политику по неукоснительному выполнению всеми субъектами энергетики требований технической эксплуатации электрических сетей, энергетического оборудования объектов, подключенных к ОЭС Украины, организовывает при этом разработку нормативно-правовых актов, определяет необходимость пересмотра, разработки и выпуска новых НД с указанием источников финансирования и организаций-разработчиков НД, устанавливает порядок пересмотра перечня и отраслевого классификатора нормативной базы действующих НД, обеспечивая оперативную разработку и издание циркуляров и решений.

С целью недопущения развала (особой системной аварии) ОЭС Украины определяет организации по разработке критериев и пределов надѐжной и безопасной эксплуатации оборудования, условий устойчивости ОЭС и еѐ элементов, организуя контроль за их выполнением.

Утверждает перечень требований к элементам ОЭС Украины в части обеспечения живучести энергообъектов в случае особой системной аварии, а также создания неснижаемого запаса твѐрдого (жидкого) топлива на ТЭС и ТЭЦ для исключения размораживания в зимний период.

5.1.2.2 Руководство энергокомпании (акционерного общества), энергообъекта (энергопредприятия), входящих в ОЭС Украины, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, должно организовать:

а) генерирование в соответствии с диспетчерским графиком, передачу и снабжение потребителей электрической и тепловой энергией нормированного качества при соблюдении критериев надѐжной, безопасной и стабильной работы ОЭС Украины, в том числе при еѐ параллельной работе с энергетическими системами других государств;

б) соблюдение договорных обязательств энергоснабжения потребителей;

в) эффективную работу энергообъектов (энергопредприятий) путем повышения производительности и культуры труда, снижения себестоимости электрической и тепловой энергии, эффективности использования установленной мощности оборудования, осуществления мероприятий по повышению эффективности топливоиспользования, использованию вторичных энергоресурсов на базе энергосберегающих и безотходных технологий;

г) надежную, безопасную и безаварийную эксплуатацию оборудования, зданий,

сооружений, линий электропередач, систем контроля, средств диспетчерского и технологического управления;

д) обновление основных производственных фондов энергообъектов

(энергопредприятий) путем технического перевооружения, реконструкции, модернизации оборудования, проведения ремонтно-восстановительных работ;

е) внедрение и освоение новой техники, технологии эксплуатации и ремонта,

эффективных и безопасных методов энергопроизводства;

ж) использование строго по назначению задекларированных перед Государственным

предприятием „„Энергорынок‟‟ и полученных от продажи электроэнергии средств для реализации мероприятий, указанных в перечислениях д) и е);

и) первичную подготовку, поддержание и повышение квалификации персонала в

специализированных организациях, в учебно-тренировочных центрах (УТЦ), учебнотренировочных пунктах (УТП) и на тренажерах;

к) диспетчерское (оперативно-технологическое) управление энергопроизводством, а также транзитными подстанциями, не находящимися на балансе энергокомпаний, но связанных с электросетями энергокомпаний;

л) технический надзор за эксплуатацией блок-станций, электросетей и

подключенных к магистральным тепловым сетям ИТ других ведомств;

м) надзор за рациональным и эффективным использованием электроэнергии и тепла, за техническим состоянием электрических и теплоиспользующих установок потребителей, соблюдением предприятиями и учреждениями установленных им лимитов потребления энергии;

н) соблюдение требований государственных и отраслевых нормативных актов и

документов.

5.1.2.3 Основной задачей централизованного диспетчерского (оперативнотехнологического) управления является оперативное управление ОЭС Украины с обеспечением надѐжной, устойчивой и стабильной еѐ работы, при соблюдении требований энергетической безопасности, и снабжение электрической энергией потребителей.

5.1.2.4 Основной задачей и обязанностями работников ТЭС, АЭС, ГЭС, ВЭС, ТЭЦ, ИТ, электрических и тепловых сетей, по принадлежности, является:

- производство, преобразование, распределение и отпуск электрической и тепловой энергии потребителям;

- обеспечение качества отпускаемой электрической и тепловой энергии, регламентированного НД;

- поддержание оборудования и сооружений в состоянии эксплуатационной работоспособности и готовности;

- обеспечение максимальной надежности энергопроизводства и экономичности, регламентированной энергетическими характеристиками оборудования;

-обеспечение эффективного топливоиспользования с применением энергосберегающих технологий;

- соблюдение требований промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования, зданий и сооружений;

- выполнение санитарно-гигиенических требований и требований охраны и безопасности труда;

- соблюдение требований природоохранных НД и законов Украины по защите и снижению вредного влияния энергопроизводства на людей и окружающую среду;

- соблюдение и повышение культуры эксплуатации;

- использование достижений научно-технического прогресса в целях повышения эффективности энергопроизводства, безопасности, а также улучшения экологического состояния энергообъектов (энергопредприятий);

- соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины.

Кроме того, для работников эксплуатирующей организации и работников АЭС, а также работников предприятий и организаций, предоставляющих услуги АЭС по проектированию, строительству, монтажу, наладке, исследованиям, испытаниям, ремонтам является обязательным соблюдение пределов и условий безопасной эксплуатации систем и оборудования, правил ядерной и радиационой безопасности, норм радиационной безопасности.

5.1.2.5 Работники субъектов и объектов энергетики в пределах своих обязанностей должны ясно представлять себе особенности и специфику энергопроизводства, соблюдать производственную и технологическую дисциплину, выполнять настоящие Правила, требования НД, инструкций по эксплуатации оборудования, зданий, сооружений, а также технологических регламентов безопасной эксплуатации энергоблоков и общих положений обеспечения безопасности (для АЭС).

5.2 Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

5.2.1 Общие положения

5.2.1.1 Полностью законченные строительством ТЭС, АЭС, ГЭС, ВЭС, ИТ, объекты электрических и тепловых сетей, а также в зависимости от сложности энергообъекта - их очереди и пусковые комплексы, должны быть приняты в эксплуатацию в соответствии с действующими нормативными документами: ДБН А.3.1-3 ‗‗Управління, організація і технологія. Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об‘єктів. Основні положення‖, РД 34.20.405 ―Правила приемки в эксплуатацию отдельных пусковых комплексов и законченных строительством электростанций, объектов электрических и тепловых сетей‘ и правилами приемки в эксплуатацию электрических сетей напряжением от 0,38 до 110 (154) кВ. Требования этих НД распространяется также на приѐмку в эксплуатацию энергообъектов после расширения, реконструкции, технического перевооружения.

5.2.1.2 Приемка в эксплуатацию ТЭС, АЭС, ГЭС, ВЭС, их очередей и других энергообъектов осуществляется Государственными приемочными комиссиями или Государственными техническими комиссиями (для объектов негосударственой формы собственности) в объѐме пускового комплекса, представленного Генеральным проектировщиком.

Государственные приемочные комиссии назначаются Кабинетом Министров Украины, Минтопэнерго Украины или нижестоящими органами управления в зависимости от значения и сметной стоимости пускового объекта и источников финансирования строительства, а для ВЭС, при необходимости, создание комиссии согласуется с межотраслевым координационным советом по вопросам строительства ВЭС.

5.2.1.3 Пусковой комплекс должен включать в себя часть полного проектного объѐма энергообъекта, состоящую из совокупности сооружений и объектов, отнесенных к определенным энергоустановкам либо энергообъекту в целом на завершающем этапе строительства (без привязки к конкретным энергоустановкам), обеспечивающую нормальную эксплуатацию при заданных параметрах. В его состав должно входить: оборудование (в том числе оборудование для сохранения собственных нужд ТЭС и подъему с ‗‗нуля‘‘), сооружения, здания (или их части) основного производственного, подсобно-производственного, вспомогательного, бытового, транспортного, ремонтного и складского назначения, средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ), средства связи, инженерные коммуникации, очистные сооружения, благоустроенная территория, пункты питания, медпункты.

Пусковой комплекс должен обеспечить:

- производство и отпуск электрической энергии и/или тепла потребителям;

- проведение в необходимых объѐмах технического обслуживания и ремонта оборудования и систем (в соответствии с требованиями НД);

- нормативные санитарно-бытовые условия и безопасность работников;

- пожарную безопасность;

- защиту от загрязнения окружающей среды;

- пропуск судов и рыбы через судопропускные и рыбопропускные устройства на ГЭС.

Пусковой комплекс разрабатывается и представляется Генеральным проектировщиком в установленные сроки, согласовывается с Заказчиком и Генеральным подрядчиком по строительству, а пусковой комплекс системного и межсистемного значения согласовывается с соответствующей диспетчерской службой НЭК ‗‗Укрэнерго‘‘ и утверждается в установленном порядке.

5.2.1.4 Во время монтажа оборудования, строительства зданий и сооружений должны быть проведены промежуточные приемки узлов оборудования и сооружений, в том числе скрытых работ.

5.2.1.5 Перед приемкой в эксплуатацию энергообъекта (пускового комплекса) должны быть проведены:

- индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных систем;

- пробный пуск основного и вспомогательного оборудования;

- комплексное опробование оборудования;

5.2.1.6 Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных систем должны быть обеспечены Генеральным подрядчиком по строительству с привлечением пусконаладочных организаций и персонала Заказчика по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Перед индивидуальными и функциональными испытаниями должно быть проверено выполнение: требований и положений настоящих Правил, Государственных строительных норм, стандартов, норм технологического проектирования, правил государственного регулирования и надзора, правил устройства электроустановок, правил охраны труда и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности, указаний заводовизготовителей, инструкций по монтажу оборудования и т.п.

Началом пусконаладочных работ по электротехническому оборудованию считается приѐм напряжения в системы энергоснабжения оборудования и проверка устройств и узлов оборудования. За 30 дней до приѐма напряжения в системы энергоснабжения оборудования должен быть установлен эксплуатационный режим и обслуживание оперативным эксплуатационным персоналом.

5.2.1.7 Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

5.2.1.8 Пробные пуски энергетического оборудования до комплексного опробования должны быть проведены Генподрядчиком под непосредственным контролем Заказчика.

При пробном пуске должны быть:

- проверены работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации;

- проверены и настроены все системы контроля и управления, в том числе автоматические регуляторы, не требующие режимной наладки, защиты и блокировки, устройства сигнализации и средства измерительной техники (СИТ);

- проверена готовность оборудования к комплексному опробованию.

Перед пробным пуском должны быть подготовлены условия для надежной и безопасной эксплуатации энергообъекта:

- укомплектован, обучен (с проверкой знаний) эксплуатационный и ремонтный персонал, разработаны эксплуатационные инструкции и оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности;

- подготовлены запасы топлива, воды, материалов, инструмента и запасных частей;

- введены в действие СДТУ с линиями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции и кондиционирования;

- смонтированы и налажены системы контроля и управления;

- опробованы очистные сооружения, предусмотренные проектом, включая очистку дымовых газов;

- подготовлено оборудование для сохранения собственных нужд ТЭС и подъему с

‗‗нуля‘‘;

- получены разрешения на эксплуатацию энергообъекта от контролирующих и надзорных органов.

5.2.1.9 Комплексное опробование оборудования (пускового комплекса) ТЭС, ГЭС, ВЭС, ИТ должен проводить Заказчик с привлечением представителей строительных, монтажных и наладочных организаций. При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основных агрегатов и всего вспомогательного оборудования под нагрузкой.

Началом комплексного опробования энергоустановки считается момент включения ее в сеть или под нагрузку.

Запрещается комплексное опробование по схемам, не предусмотренным проектом, а также без очистных сооружений, предусмотренных проектом, включая очистку дымовых газов.

При комплексном опробовании должны быть включены предусмотренные проектом СИТ, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматическое регулирование, не требующие режимной наладки.

5.2.1.10 Комплексное опробование оборудования ТЭС, ГЭС, ВЭС, ИТ считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 ч на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара для ТЭС и ИТ; проектной температурой продуктов сгорания - для газотурбинных установок (ГТУ); проектных напоре и расходе воды для ГЭС; скорости ветра для ВЭС и одновременной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

В электрических сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы под нагрузкой оборудования подстанций в течение 72 ч, а линий электропередачи - в течение 24 ч.

В тепловых сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы оборудования под нагрузкой в течение 24 ч с номинальным давлением, предусмотренным проектом.

Для турбин, оснащенных системой автоматического пуска и останова, обязательным условием комплексного опробования является, кроме того, успешное проведение автоматических пусков и остановов:

- для ТЭС, АЭС, ГЭС– не менее трех; - для ГТУ – не менее десяти; - для ВЭС - не менее пяти.

Для ВЭС должна быть проверена система управления ветровыми электроустановками (ВЭУ) и защиты от повышения частоты вращения в случае отключения ВЭУ от сети, а также при исчезновении напряжения питания собственных нужд.

5.2.1.11 Если комплексное опробование не может быть проведено на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара для ТЭС и ИТ, (проектной температурой продуктов сгорания - для ГТУ); проектных напоре и расходе воды для ГЭС; скорости ветра для ВЭС или если нагрузка для подстанции и линий электропередачи или параметры теплоносителя для тепловых сетей не могут быть достигнуты по каким-либо причинам, не связанным с невыполнением работ, предусмотренных пусковым комплексом, - решение провести комплексное опробование на резервном топливе, а также параметры и нагрузки устанавливаются Государственной приемочной комиссией или комиссией, назначаемой руководителем энергообъекта и оговариваются в акте приемки в эксплуатацию пускового комплекса.

5.2.1.12 Для подготовки энергообъекта (пускового комплекса) государственной собственности к предъявлению Государственной приемочной комиссии Заказчиком должна быть назначена рабочая комиссия, которая принимает по акту оборудование после проведения его индивидуальных испытаний и пробного пуска основного и вспомогательного оборудования (энергоблока) для комплексного опробования. С момента подписания этого акта Заказчик несет ответственность за сохранность оборудования.

Рабочая комиссия должна принять по акту оборудование после комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок, а также составить акт о готовности законченных строительством зданий и сооружений для предъявления его Государственной приемочной комиссии.

В случае необходимости рабочими комиссиями должны быть образованы специализированные подкомиссии (строительная, котельная, турбинная, гидротехническая, по очистным сооружениям, электротехническая, по системам контроля и управления и другие).

Подкомиссии должны составить письменное заключение о состоянии соответствующей их профилю части объекта и готовности ее к комплексному опробованию оборудования и приемке в эксплуатацию, которое должно быть утверждено рабочей комиссией.

5.2.1.13 При приемке оборудования, зданий и сооружений Генеральная подрядная строительная организация должна представить рабочей комиссии документацию в объеме, предусмотренном действующими государственными строительными нормами и отраслевыми правилами приѐмки.

5.2.1.14 Контроль за устранением дефектов и недоделок, выявленных рабочей комиссией, должен осуществлять Заказчик, принимающий энергообъект у подрядчика.

5.2.1.15 Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами и недоделками запрещается.

После комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок Государственная приемочная комиссия должна оформить акт приемки в эксплуатацию оборудования со зданиями и сооружениями, относящимися к нему. Государственная приемочная комиссия устанавливает продолжительность периода освоения серийного оборудования, во время которого должны быть окончены необходимые испытания, наладочные и доводочные работы и обеспечена эксплуатация оборудования с проектными показателями. Длительность периода освоения не должна превышать срока, указанного в действующих нормах длительности освоения проектных мощностей. Для головных образцов оборудования срок освоения устанавливается Минтопэнерго Украины в соответствии с координационным планом работ на доведение, наладку и освоение этого оборудования.

5.2.1.16 Заказчик должен представить Государственной приемочной комиссии документацию, подготовленную рабочей комиссией в объеме, предусмотренном действующими государственными строительными нормами и отраслевыми правилами приѐмки.

Все документы должны быть занесены в общий каталог, а в отдельных папках с документами должны быть заверенные описи этих документов. Документы должны храниться в техническом архиве заказчика вместе с документами, составленными Государственной приемочной комиссией.

5.2.1.17 Законченные строительством отдельные здания, сооружения и электротехнические устройства, встроенные или пристроенные помещения производственного, подсобно-производственного и вспомогательного назначения с смонтированным в них оборудованием, средствами управления и связи, входящие в состав энергообъекта, принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности до приемки пускового комплекса для предъявления их Государственной приемочной комиссии.

5.2.1.18 Пилотные ВЭС принимаются в опытную эксплуатацию Государственной приемочной комиссией, если они прошли приемочные испытания и готовы к проведению эксплуатационных испытаний для определения их фактических технико-экономических показателей.

Опытные (экспериментальные), опытно-промышленные энерготехнологические установки подлежат приемке в эксплуатацию Государственной приемочной комиссией, если они подготовлены к проведению опытов или выпуску продукции, предусмотренной проектом.

5.2.1.19 Подводная часть всех гидротехнических сооружений (с закладными деталями, трубопроводами, контрольно-измерительной аппаратурой и оборудованием), а также судопропускных и рыбопропускных устройств должна быть выполнена в объеме пускового комплекса и принята рабочей комиссией до их затопления.

Окончательная их приемка в полном проектном объеме должна быть произведена при приемке в эксплуатацию энергообъекта в целом. Разрешение на затопление котлована и перекрытие русла рек (для ГЭС) дает Государственная приемочная комиссия или комиссия, специально назначенная Минтопэнерго Украины.

5.2.1.20 Приемка гидротехнических сооружений ТЭС и АЭС должна проводиться в соответствии с требованиями правил приемки в эксплуатацию ГЭС.

5.2.1.21 Датой ввода объекта в эксплуатацию считается дата подписания акта Государственной приемочной комиссией.

5.2.2 Приемка в эксплуатацию АЭС (энергоблока АЭС)

5.2.2.1 Новые и расширяемые АЭС, их отдельные очереди, пусковые комплексы и энергоблоки принимаются в эксплуатацию в порядке, установленном действующими нормами и правилами ―Правила (временные) приемки в эксплуатацию законченных строительством энергоблоков атомных станций‖.

5.2.2.2 Пусковой комплекс АЭС должен включать в себя совокупность оборудования, сооружений с требованиями, приведенными в 5.2.1.3, включать дополнительные объекты и требования, связанные со спецификой эксплуатации АЭС и обеспечением ядерной и радиационной безопасности в соответствии с действующими НД:

- системы ядерной и радиационной безопасности;

- радиационную безопасность персонала и населения;

- хранилища радиоактивных отходов;

- учебно-тренировочные пункты или учебно-тренировочные центры.

5.2.2.3 Пусковой комплекс АЭС должен обеспечить основные требования, приведенные в 5.2.1.3, и дополнительные требования, связанные с обеспечением радиационной безопасности в соответствии с действующими в атомной энергетике НД.

5.2.2.4 Энергоблоки АЭС принимаются в эксплуатацию Государственной приемочной комиссией в два этапа: в опытно-промышленную эксплуатацию и промышленную эксплуатацию.

Приемка в опытно-промышленную эксплуатацию производится при условии устойчивой работы энергоблока в течение 72 ч на уровне тепловой мощности не менее 50 % от номинальной. Опытно-промышленная эксплуатация осуществляется в течение времени, необходимого для освоения проектной мощности и проведения в полном объеме испытаний по программе энергетического пуска.

Приемка в промышленную эксплуатацию производится после завершения опытнопромышленной эксплуатации и проведения комплексного опробования на номинальной мощности.

5.2.2.5 Общее руководство, контроль и координацию работ по вводу энергоблока АЭС (пускового комплекса) в эксплуатацию должна осуществлять эксплуатирующая организация АЭС с участием Генерального проектировщика, Главного конструктора реакторной установки (РУ), Научного руководителя.

5.2.2.6 Соблюдение требований безопасности при вводе энергоблока АЭС (пускового комплекса) в эксплуатацию должна обеспечить администрация АЭС.

5.2.2.7 Эксплуатирующая организация в целях безопасного и качественного выполнения работ по вводу энергоблока АЭС (пускового комплекса) в эксплуатацию должна разработать и утвердить ―Программу ввода энергоблока АЭС в эксплуатацию‖ и ―Программу обеспечения качества работ при вводе энергоблока АЭС в эксплуатацию‖, согласованные органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.

Эти программы должны содержать требования к полноте и последовательности испытаний оборудования, систем и энергоблока в целом, комплексу организационных и технических мероприятий, необходимых для выполнения работ, связанных с введением энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию в соответствии с требованиями НД, в том числе правил и норм ядерной и радиационной безопасности.

5.2.2.8 Организации и предприятия для выполнения работ по вводу энергоблока (пускового комплекса) АЭС в эксплуатацию должны иметь разрешения на право ведения работ в атомной энергетике, полученные в установленном порядке.

5.2.2.9 Перед приемкой в промышленную эксплуатацию энергоблока (пускового комплекса) АЭС в порядке, установленном правилами и нормами, в соответствии с ―Программой ввода энергоблока АЭС в эксплуатацию‖, должны быть проведены:

- предпусковые наладочные работы, которые начинаются с принятия напряжения в системе энергоснабжения энергоблока АЭС по проектной схеме и заканчиваются готовностью энергоблока АЭС к физическому пуску;

- физический пуск, который начинается с загрузки ядерного топлива (ЯТ) в реактор и заканчивается необходимыми экспериментами по программе физического пуска;

- энергетический пуск, включающий опытную эксплуатацию, предусматривает комплексное опробование и прием в промышленную эксплуатацию, т.е. поэтапное увеличение мощности энергоблока с проведением необходимых испытаний оборудования и систем для подтверждения проектных параметров.

Количество и содержание этапов (подэтапов) должно быть обосновано в проекте. Для каждого этапа должна быть разработана и утверждена в установленном порядке программа.

5.2.2.10 Для оперативного и научно-технического руководства пуском энергоблока на период с начала проведения пусконаладочных работ до окончания испытаний на этапе освоения номинальной мощности создается группа руководства пуском, включая Научного руководителя, под общим руководством технического руководителя АЭС, в состав которой входят представители предприятий и организаций, осуществляющих пусконаладочные работы, научно-технический и авторский надзор.

5.2.2.11 В процессе выполнения работ по вводу энергоблока АЭС (пускового комплекса) в эксплуатацию должны быть подтверждены с документальным оформлением проектные характеристики оборудования и систем, а также уточнены технологические ограничения, пределы и условия безопасной эксплуатации.

5.2.2.12 Испытания оборудования и систем АЭС должны проводиться по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу.

5.2.2.13 Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков АЭС, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала следующего этапа.

Если выявленные дефекты (недоделки) приводят к нарушению требований действующих НД по безопасности в атомной энергетике, то оборудование системы или энергоблок АЭС должны быть переведены в безопасное состояние до устранения выявленных дефектов и недоделок.

5.2.2.14 Приемка оборудования и систем АЭС к проведению предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков, включая комплексное опробование и приѐм энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию, проводятся рабочими комиссиями, назначенными в установленном порядке.

В случае необходимости рабочие комиссии могут образовывать специализированные подкомиссии (строительную, реакторную, турбинную, гидротехническую, электрическую, по системам контроля и управления и другие). Подкомиссии должны составить заключение о состоянии соответствующей их профилю части объекта и готовности его к предпусковым наладочным работам, физическому и энергетическому пускам, а также комплексному опробованию и приему в эксплуатацию энергоблока АЭС (пускового комплекса), которые должны быть утверждены рабочей комиссией.

5.2.2.15 Решение о проведении предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков, включая комплексное опробование, прием энергоблока АЭС (пускового комплекса) в эксплуатацию принимает Государственная приемочная комиссия на основании актов рабочих комиссий, при наличии разрешений органов государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.

Работы на каждом этапе (подэтапе) ввода энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию должны начинаться при полной готовности зданий, сооружений (помещений), оборудования и систем энергоблока к конкретному этапу (подэтапу), успешном выполнении всех работ предшествующего этапа (подэтапа). Завершение работ каждого этапа (подэтапа) должно сопровождаться анализом результатов испытаний, проводимых на данном этапе (подэтапе) с оформлением актов рабочими комиссиями.

5.2.2.16 Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации энергоблока АЭС (пускового комплекса) перед физическим пуском должен быть:

- укомплектован и обучен (с проверкой знаний) оперативный и ремонтный персонал (персонал, который непосредственно осуществляет управление РУ, должен иметь лицензию на осуществление этой деятельности);

- разработаны эксплуатационные инструкции, оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности;

- подготовлены запасы топлива, материалов, запасные части, средства технического обслуживания и ремонта оборудования и систем;

- введены в действие СДТУ с линиями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, радиационного контроля и управления, защит, вентиляции и т.п;

- подготовлены устройства переработки и хранения радиоактивных отходов;

- получены разрешения на поэтапное проведение пуско-наладочных работ от органов государственного регулирования безопасности Украины.

При энергетическом пуске должны быть проверены: работоспособность оборудования (установок) и технологических схем, безопасность их эксплуатации, при проектных параметрах проведена проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе автоматические регуляторы, устройства защит и блокировки, устройства сигнализации и СИТ.

5.2.2.17 Комплексное опробование энергоблока АЭС (пускового комплекса) должно осуществляться эксплуатирующей организацией АЭС при оперативном управлении персоналом АЭС.

Комплексное опробование оборудования по непроектным схемам запрещается.

При комплексном опробовании должны быть включены предусмотренные проектом СИТ, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты, автоматические регуляторы, автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа систем основного и вспомогательного оборудования под нагрузкой.

Комплексное опробование энергоблока (пускового комплекса) считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 15 суток при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по проектной схеме на номинальной или близкой к ней мощности энергоблока в базовом режиме.

5.2.2.18 После комплексного опробования и устранения выявленных дефектов Государственная приемочная комиссия проводит приемку оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями с оформлением соответствующего акта. Государственной приемочной комиссией устанавливается длительность периода освоения оборудования, во время которого должны быть закончены необходимые испытания, наладочные и доводочные работы и обеспечена эксплуатация оборудования с проектными показателями. Длительность периода освоения не должна превышать сроки, указанные в действующих НД. Для головных образцов оборудования срок освоения устанавливается в соответствии с планом работ по доводке, наладке и освоению этого оборудования.

5.2.2.19 При приемке оборудования, зданий и сооружений Заказчик представляет Государственной приемочной комиссии документацию в объеме, предусмотренном государственными строительными нормами и другими НД, действующими в атомной энергетике.

5.2.2.20 Приемка энергоблока АЭС (пускового комплекса) в промышленную эксплуатацию Государственной приемочной комиссией должна проводиться только после опытно-промышленной эксплуатации и завершения в полном объеме необходимых испытаний, результаты которых подтверждают, что оборудование и системы выполнены и функционируют в соответствии с требованиями проекта, а также после проведения комплексного опробования энергоблока АЭС (пускового комплекса) на номинальной мощности в базовом режиме.

5.2.2.21 Промышленная эксплуатация энергоблока АЭС (пускового комплекса) допускается только при наличии разрешения органов государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности, оформленного в установленном порядке.

5.3 Персонал

5.3.1 Общие положения

5.3.1.1 Персонал энергообъекта – это работники предприятий, организаций, учреждений электроэнергетики, которые выполняют работы, связанные с эксплуатацией энергетических установок.

5.3.1.2 В соответствии с действующим законодательством Украины, одним из принципов государственной политики в электроэнергетике, в т.ч. связанной с использованием ядерной энергии, является обеспечение кадров высокой квалификации. При этом законодательством установлено распределение прав, обязанностей и ответственности органов государственной власти, объектов электроэнергетики и персонала по реализации этого принципа.

5.3.1.3 Функции государственного управления по созданию, планированию и координации функционирования системы подготовки кадров в электроэнергетике осуществляет Минтопэнерго Украины.

5.3.1.4 Энергообъекты всех форм собственности обязаны обеспечить комплектацию рабочих мест высококвалифицированными кадрами и постоянно повышать их квалификацию.

Подбор персонала и обеспечение необходимого уровня его квалификации для действий в условиях нормальной эксплуатации, нарушений нормальной эксплуатации, включая аварийные ситуации и аварии, являются одним из условий обеспечения энергетической безопасности энергообъектов.

У всех организаций и лиц, работающих в энергетике, должна формироваться культура энергетической безопасности путем:

проведения необходимого подбора, учебы и подготовки персонала в каждой сфере

деятельности, влияющей на энергетическую безопасность; установление и строгого соблюдения дисциплины, при четком распределении

персональной ответственности руководителей и исполнителей; разработки и строгого соблюдения инструкций по выполнению работ и их

периодическое обновление с учетом накопленного опыта.

5.3.1.5 Работники, обеспечивающие производственные процессы в электроэнергетике, обязаны проходить специальную подготовку, переподготовку, повышение квалификации и проверку знаний (аттестацию), а для отдельных видов деятельности и должностей также и лицензирование. Допуск к работе работников электроэнергетики, которые не прошли специальной подготовки и проверки знаний (аттестации), а для отдельных должностей и лицензирования запрещается.

Перечень таких специальностей и должностей утверждается Минтопэнерго Украины.

Все лица, занятые в деятельности, что влияет на энергетическую безопасность, должны знать о характере и мере влияния их деятельности на энергетическую безопасность. Они должны полностью осознавать те последствия, к которым может привести не соблюдение или не четкое соблюдение инструкций, норм и правил технической эксплуатации, ядерной и радиационной безопасности.

5.3.1.6 Функции государственного регулирования и надзора осуществляют органы государственной власти, образованные Кабинетом Министров Украины. Зона влияния государственного регулирования распространяется на такие виды деятельности у сфере персонала:

- подготовка персонала для эксплуатации энергетических установок, перечень должностей которых определяет Кабинет Министров Украины;

- выполнение отдельных видов деятельности персоналом и должностными лицами, перечень которых устанавливает Кабинет Министров Украины.

При этом, на осуществления деятельности в сфере персонала выдаются такие виды разрешений:

- лицензии на подготовку персонала для эксплуатации ядерной установки;

- лицензии персоналу и должностным лицам на выполнение отдельных видов деятельности.

5.3.1.7 Настоящие Правила устанавливают требования, предъявляемые к различным категориям работников при их приеме и допуске к самостоятельной работе, а также к объему и формам ведения работы с ними в процессе трудовой деятельности, исходя из необходимости обеспечения требуемого уровня технической эксплуатации оборудования энергообъектов.

5.3.1.8 Специфические требования к работе с персоналом (в том числе к организации обучения, проверке знаний и лицензированию), допускаемым к выполнению работ на объектах, подконтрольных соответствующим органам государственного регулирования и надзора (Государственный комитет ядерного регулирования, Госнадзорохрантруда, Минобразования, МВД, Минздрав и др.), устанавливаются НД этих органов или НД Минтопэнерго Украины. Основные из них следующие:

а) порядок и типовые программы подготовки работников, включенных в ‗‗Перечень должностей персонала для эксплуатации ядерных установок, на подготовку которого необходима лицензия Главной государственной инспекции по надзору за ядерной безопасностью Миниэкобезопасности‘‘, должны быть согласованы с Государственным комитетом ядерного регулирования;

б) допуск к самостоятельной работе персонала, осуществляющего управление ядерной энергетической установкой должен выполняться в соответствии с НД 306.203 ‗‗Положение о лицензировании персонала АЭС Украины‘‘.

в) порядок и виды обучения, а также формы и сроки проверки знаний по вопросам

охраны труда работников энергообъектов определены ДНАОП 0.00-4.12. ‗‗Типовое положение об обучении по вопросам охраны труда‘‘.

г) порядок и виды обучения, а также формы и сроки проверки знаний по вопросам пожарной безопасности работников энергообъектов определены «Типовым положением об обучении (инструктаже) и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях, в учреждениях и в организациях Украины», введенным в действие приказом Министерства внутренних дел Украины от 17.11.94 №628 и «Типовым положением о специальном обучении, инструктажах и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях, в учреждениях и в организациях Украины», введенным в действие приказом Министерства внутренних дел Украины от 22.06.95 №400.

5.3.1.9 На основании настоящих Правил и НД органов государственного регулирования и надзора должны быть составлены отраслевые Положения о работе с персоналом, учитывающие особенности каждой подотрасли энергетики (тепловой, атомной и др.).

5.3.1.10 На основании отраслевых Положений, на каждом энергообъекте должен быть составлен и утвержден руководителем, осуществляющим управление имуществом этого энергообъекта, «План мероприятий по работе с персоналом». Этот План должен учитывать производственные особенности объекта и каждого рабочего места, их характеристики с точки зрения обеспечения эксплуатации оборудования, охраны труда, ядерной, радиационной и пожарной безопасности.

В Плане должны конкретизироваться объѐм и порядок работы с персоналом, а также указаны подразделения и должностные лица, ответственные за проведение всех указанных ниже видов работ с персоналом.

План должен содержать перечень должностей специалистов и рабочих, указаны обязательные формы и периодичность работы по каждой должности, в том числе учебу в специализированных тренажерных и учебных заведениях.

В случаях, когда это предусмотрено действующим законодательством или НД, указанный план должен быть согласован с соответствующими органами государственного регулирования и надзора.

5.3.2 Организация работы с персоналом

5.3.2.1 На энергообъектах должна проводиться постоянная работа с персоналом, т.е. совокупность мероприятий по отбору персонала, его обучению, инструктажей, проверки знаний, восстановления и повышения квалификации, формированию и поддержанию у него квалификационного уровня, культуры безопасности, работоспособности и мотивации к постоянной готовности выполнять свои профессиональные функции.

Работа с персоналом должна иметь непрерывный, многоуровневый и системный характер. При этом одним из основных принципов этой работы должен быть постоянный контроль за уровнем подготовки каждого работника, планирование и проведение работы с ним, исходя из этого уровня.

Достижению поставленной цели должна способствовать также система оплаты труда работников энергообъекта.

Затраты времени на проведение установленных настоящими Правилами обязательных форм работы с персоналом, включаются в баланс рабочего времени работника.

5.3.2.2 Работа с персоналом должна рассматриваться как таковая, что имеет решающее значение для обеспечения безопасной, надежной и экономической работы энергообъекта, бесперебойного и качественного энергоснабжения потребителей. Результатом этой работы должна быть постоянная готовность каждого работника к выполнению своих обязанностей и закрепление за энергообъектом квалифицированного персонала.

Для достижения указанных результатов работы с персоналом, в соответствии с действующим законодательством, устанавливается следующее распределение обязанностей между собственником энергообъекта или уполномоченным им органом (лицом) и работником:

- собственник обязан обеспечить в каждом структурном подразделении и на каждом рабочем месте функционирование системы работы с персоналом в соответствии с настоящими Правилами и другими НД, а также обеспечить соблюдение прав работника, гарантированных действующим законодательством;

- работник обязан знать требования должностных инструкций и других НД к объему знаний и умений по занимаемой должности, придерживаться обязательств по выполнению индивидуальных (коллективных) программ работы с персоналом, проходить медицинские осмотры и сотрудничать с собственником в части организации проведения и улучшения работы с персоналом.

5.3.2.3 Работа с персоналом является одним из основных направлений деятельности руководителей энергообъекта и структурных подразделений, которые обязаны еѐ организовывать, регулярно проводить и систематически контролировать в соответствии с настоящими Правилами и другими НД.

Ответственность за состояние работы с персоналом на энергообьекте несет руководитель, осуществляющий управление имуществом этого энергообъекта. Он должен формировать стратегию работы с персоналом, организовать и контролировать еѐ реализацию, создать и постоянно развивать учебно-тренировочную базу, создать условия стимулирования повышения квалификации и закрепления персонала.

Непосредственное руководство работой с персоналом, процессом подготовки, поддержания и повышения квалификации персонала должен осуществлять технический руководитель энергообъекта. Он отвечает за разработку и реализацию организационных и технических мероприятий по работе с персоналом.

Персональная ответственность других должностных лиц за работу с персоналом определяется их должностными инструкциями и распорядительными документами руководства энергообъекта.

Энергообъекты и другие организации электроэнергетики должны проводить работу по вовлечению и профессиональной ориентации молодежи и других социальнодемографических групп населения для работы в отрасли.

Уровень организации и эффективность работы с персоналом на энергообъектах должны систематически оцениваться вышестоящими организациями, включая Минтопэнерго Украины и намечаться мероприятия по ее улучшению.

5.3.2.4 Для обеспечения работы с персоналом на энергообъектах должны функционировать:

- техническая библиотека, укомплектованная специальной технической литературой и программированными учебными пособиями, содержащими необходимую информацию об эксплуатируемом оборудовании, режимах его работы и эксплуатации – на каждом энергообъекте;

- компьютерные классы, оснащенные компьютерными обучающими системами – на каждом энергообъекте;

- кабинеты охраны труда и пожарной безопасности (допускается их объединение) – на каждом энергообъекте;

- пункты тренажерной подготовки персонала – на каждой АЭС обязательно, на других электростанциях, предприятиях электрических и тепловых сетей и в региональных диспетчерских пунктах – по возможности;

- уголки охраны труда – в территориально отдаленных подразделениях энергообъектов или в небольших энергообъектах.

К обучению персонала должны привлекаться высококвалифицированные специалисты.

Кроме того, подготовка и переподготовка персонала должна осуществляться в отраслевых или независимых, в том числе частных, учебно-тренировочных центрах, учебно-курсовых комбинатах и других специализированных учебных заведениях. Эти заведения должны быть укомплектованы соответствующим инструкторским персоналом, оснащены нормативной, учебной и методической документацией, а также техническими средствами обучения и соответственно аттестованы.

5.3.2.5 Устанавливаются следующие обязательные формы работы с персоналом:

- профессиональный отбор и комплектация энергообъектов кадрами;

- профессиональная подготовка персонала;

- поддержание и повышение квалификации;

- аттестация и лицензирование;

- обучение персонала и другая работа по охране труда и пожарной безопасности;

- проверка знаний настоящих Правил, норм, стандартов, инструкций по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности;

- инструктажи;

- контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки;

- проведение медицинских осмотров;

- работа с резервом, молодыми специалистами, студентами и др.; - коллективные формы работы.

В соответствии с действующим законодательством, все обязательные формы работы с персоналом проводятся за счет собственников объектов электроэнергетики, а время необходимое на их проведение включается в баланс рабочего времени работников.

5.3.3 Планирование работы с персоналом

5.3.3.1 Работа с персоналом организуется и проводится по утвержденным техническим руководителем энергообъекта или начальником структурного подразделения планам:

- на энергообъектах - многолетним или годовым;

- в структурных подразделениях энергообъекта - квартальным или месячным.

Планы должны содержать мероприятия по всем направлениям работы с персоналом, составляться и утверждаться до начала планируемого времени.

5.3.3.2 По окончанию года должны составляться годовые отчеты о работе с персоналом которые, кроме информации о выполнении плановых и внеплановых мероприятий, должны содержать выводы и предложения по улучшению этой работы в последующие периоды.

На основании полученных от государственных энергообъектов годовых отчетов о работе с персоналом, производится оценка состояния работы с персоналом в отрасли. Результаты этой оценки, а также выводы и мероприятия по улучшению этой работы в последующие периоды оформляются организационно-распорядительным документом Минтопэнерго Украины.

5.3.4 Профессиональный отбор и комплектация кадрами

5.3.4.1 В процессе приема на работу должен осуществляться отбор и комплектация рабочих мест и должностей энергообъекта работниками требуемого уровня профессиональной квалификации и состояния здоровья, или способными достигнуть этого уровня квалификации в процессе существующей системы подготовки и повышения квалификации персонала.

5.3.4.2 Для работы на энергообъектах принимаются лица, имеющие специальное образование или прошедшие подготовку в объеме требований положения о профессиональном обучении кадров на производстве.

5.3.4.3 В процессе оформления трудового соглашения проводится собеседование с целью определения базовых знаний и умений лица, принимаемого на работу. В результате этого собеседования должен быть установлен уровень общего и специального образования, уровень квалификации достигнутый в процессе предыдущей профессиональной деятельности и их соответствие требованиям квалификационной характеристики должности (профессии).

Одновременно принимаемое на работу лицо должно быть проинформировано об уровне знаний, умений, навыков, методов и приемов безопасного выполнения работ, освоение и применение которых является обязательным, чтобы соответствовать квалификационным требованиям к должности (работе) на которую он принимается, а также о действующей на энергообъекте системе работы с персоналом и об обязанностях работника в рамках этой системы.

5.3.4.4 Квалификационные требования, в том числе объем знаний и умений для каждого работника определен:

- для руководителей, специалистов и служащих - должностными инструкциями, контрактом, уставом, положением, приказом;

- для рабочих - ‗‗Единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий‘‘ и инструкциями по охране труда. При наличии для рабочих должностных инструкций - в объеме требований должностных инструкций, которые по объему знаний должны соответствовать действующим НД.

Оперативный персонал при приеме на работу, кроме того, должен проходить психофизиологический и профессиональный отбор в установленном законодательством порядке.

Если это предусмотрено действующим законодательством, персонал должен иметь лицензию на право проведения работ.

5.3.4.5 В соответствии с действующим законодательством, персонал энергетических установок, находящийся в зоне влияния радиационного, теплового и электромагнитного излучений, а также других вредных и опасных факторов, подлежит специальному медицинскому обследованию за счет предприятия для определения его пригодности к поручаемой работе и предотвращения профессиональных заболеваний. Предусматриваются такие обязательные медицинские обследования (осмотры): предварительный - во время поступления на работу и периодические - на протяжении трудовой деятельности.

Перечень вредных производственных факторов и работ, при выполнении которых проводятся предварительные и периодические медицинские осмотры, периодичность и порядок проведения таких осмотров, устанавливаются Министерством здравоохранения Украины. (Положение о медицинском осмотре работников определенных категорий).

Работники, у которых во время медицинского осмотра установлено заболевание, указанное в названном перечне, к работе на данном рабочем месте не допускаются.

На основании указанного перечня, на каждом энергообъекте составляется и утверждается руководителем ‗‗Перечень категорий (должностей) персонала, которые подлежат обязательным медицинским осмотрам‘‘. Кроме того, ежегодно должен составляться персональный список работников, которые подлежат обязательному периодическому медицинскому осмотру в текущем году. И в Перечне, и в Списке должны быть указаны вредные и опасные факторы и работы по каждой категории (должности) персонала и для каждого работника.

Руководитель энергообъекта, в соответствии с действующим законодательством, имеет право привлечь работника, уклоняющегося от прохождения обязательного периодического медицинского осмотра без уважительной причины, к дисциплинарной ответственности и обязан отстранить его от работы без сохранения заработной платы.

5.3.4.6 В установленных законодательством случаях, принимаемые на работу лица проходят специальную проверку соответствующими государственными органами.

5.3.5 Допуск к самостоятельной работе

5.3.5.1 Допуск к самостоятельной работе оперативных и оперативнопроизводственных работников впервые или в связи с переводом на другую по профилю оперативного персонала работу, а также после перерыва в работе больше 6 месяцев, должен производиться после прохождения ими в сроки, установленные руководством энергообъекта:

- инструктажа;

- профессиональной подготовки;

- тренажерной подготовки;

- обучения на рабочем месте (стажировки);

- проверки знаний в объеме, обязательном для данной должности;

- исполнения обязанностей по месту работы (дублирования) с обязательным прохождением противоаварийной и противопожарной тренировок.

Персонал, назначаемый для руководства оперативными работами, и лица, непосредственно обслуживающие энергоустановки, должны пройти подготовку в объѐме специальных требований, установленных должностной инструкцией.

5.3.5.2 Если персонал готовится для работы на новом типе оборудования на данном энергообъекте, дублирование проводится на аналогичном оборудовании другого энергообъекта.

5.3.5.3 Вновь принятые производственные и административно-технические работники допускаются к самостоятельной работе непосредственно на технологическом оборудовании, связанной с наладкой, испытаниями, техническим обслуживанием и ремонтом, только после инструктажа, профессиональной подготовки, стажировки и проверки знаний. Другие производственные и административно-технические работники, не выполняющие работы непосредственно на технологическом оборудовании, допускаются к самостоятельной работе после инструктажа, профессиональной подготовки и проверки знаний.

Допуск к самостоятельной работе непроизводственных работников, не связанных с непосредственной работой на технологическом оборудовании, должен производиться после инструктажа и проверки знаний инструкций охраны труда и пожарной безопасности, должностных и производственных инструкций.

5.3.5.4 Условия допуска к самостоятельной работе оперативных и оперативно- производственных работников, имевших перерыв в работе до 6 месяцев, а также имевших перерыв в работе работников других категорий, определяются руководством энергообъекта в зависимости от должности, опыта работы и продолжительности перерыва.

5.3.5.5 Порядок и персональный состав руководителей, имеющих право осуществлять (оформлять) допуск работников к самостоятельной работе, определяется отраслевыми и объектовыми нормативными и распорядительными документами.

5.3.6 Инструктажи

5.3.6.1 Все работники энергообъекта, включая руководителей, должны проходить инструктаж по вопросам охраны труда, пожарной безопасности и технологии работ. В зависимости от характера и времени проведения инструктажи подразделяются на: вводный, первичный, периодический, внеплановый и целевой.

Все виды инструктажей проводятся в форме собеседования и разъяснений, а их результативность контролируется лицом, проводящим инструктаж.

5.3.6.2 Вводный инструктаж должен проводиться при приеме на работу (постоянную или временную), а также с лицами, прибывшими в командировку, на практику или учебу.

Вводный инструктаж проводится специалистами по охране труда и пожарной безопасности или лицами, на которые возложены эти обязанности, с использованием наглядных пособий и технических средств обучения. Программа вводного инструктажа должна содержать перечень вопросов, учитывающих особенности данного объекта с точки зрения охраны труда и пожарной безопасности.

После инструктажа инструктирующий должен убедиться, что инструктируемый имеет представление об основных видах опасности объекта и источниках возможного возникновения пожара, правилах поведения и порядке вызова пожарной охраны, назначениях предупредительных знаков и надписей, имеющихся системах извещения о пожаре и правилах применения первичных средств пожаротушения.

5.3.6.3 Первичный инструктаж проводится при приеме на работу (постоянную или временную), назначении на новую должность или смене рабочего места, а также с временно работающими работниками других предприятий и организаций

(командированными, студентами-практикантами).

Первичный инструктаж проводится до начала работы непосредственно на рабочем месте и, желательно, непосредственным руководителем. Программа первичного инструктажа должна содержать перечень вопросов, учитывающих инструкции по охране труда для данной должности (рабочего места) и других нормативных актов по охране труда.

По результатам инструктажа инструктирующий (путем опроса и с помощью технических средств обучения) должен убедиться, что работник освоил особенности рабочего места с точки зрения охраны труда и пожарной безопасности работ и приобрѐл необходимые навыки, обеспечивающие безопасное выполнение должностных или служебных обязанностей.

5.3.6.4 Периодические инструктажи по охране труда и технологии работ с повышенной опасностью проводятся ежеквартально, для остальных – один раз в полгода.

Периодические инструктажи проводятся непосредственным руководителем в рабочей обстановке с целью повышения уровня знаний правил и инструкций, недопущения повторения имевших ранее место нарушений охраны труда, пожарной безопасности, производственной и трудовой дисциплины. Программа периодического инструктажа должна содержать вопросы из правил и инструкций по охране труда, пожарной, радиационной и ядерной безопасности, технической эксплуатации в объеме знаний, определяемом должностной инструкцией, а также характером выполняемой работы, имевших место нарушений в работе оборудования и случаев нарушений работниками дисциплины.

По результатам инструктажа инструктирующий (путем опроса и с помощью технических средств обучения) должен убедиться, что работник хорошо ориентируется на рабочем месте.

5.3.6.5 Внеплановые инструктажи проводятся непосредственным руководителем на рабочем месте в следующих случаях:

- после вступления в действие новых или переработанных НД;

- после изменений в составе оборудования или в технологическом процессе;

- после нарушений работником правил охраны труда;

- по требованию должностных лиц органов государственного регулирования и надзора;

- после перерыва в работе свыше 30 дней – для работ с повышенной безопасностью и свыше 60 дней – для других работ.

Порядок проведения внеплановых инструктажей аналогичный порядку проведения периодических инструктажей. При этом особое внимание должно быть уделено вопросам, явившихся причиной проведения внепланового инструктажа.

Проведение внеплановых инструктажей не отменяет проведения периодического инструктажа.

5.3.6.6 Целевой инструктаж проводится:

- при производстве работ по наряду или распоряжению;

- при выполнении разовых работ, не связанных с должностными обязанностями; - при ликвидации аварий, стихийных бедствий;

- при проведении различных мероприятий, экскурсий.

Целевой инструктаж проводит лицо, отвечающее за создание условий для безопасного выполнения работы, мероприятия.

5.3.6.7 Результаты вводных инструктажей фиксируются в журналах вводных инструктажей, результаты первичных, периодических и внеплановых инструктажей – в журнале инструктажей на рабочем месте, целевых – в нарядах-допусках и других документах по решению руководства энергообъекта.

5.3.7 Формирование и поддержание квалификационного уровня

5.3.7.1 Формирование и поддержание у работников требуемого квалификационного уровня и постоянной готовности к выполнению профессиональных функций должно соответствовать производственным потребностям энергообъекта в количественной и качественной комплектации всех рабочих мест и должностей.

Предусматриваются следующие виды работ по формированию и поддержанию у работников требуемого квалификационного уровня:

- профессиональная подготовка новых работников;

- переподготовка и обучение вторым и смежным профессиям;

- стажировка на рабочем месте;

- дублирование;

- поддержание и повышение уровня квалификации;

- специальная подготовка;

- обходы и осмотры рабочих мест;

- аттестация; - лицензирование.

5.3.7.2 Профессиональная подготовка новых работников проводится по индивидуальным программам, составленным с учетом требований должностных инструкций и "Довідника кваліфікаційних характеристик професій працівників" (утверждѐнный Минтруда Украины 16.02.98г., приказ №24), опыта и стажа работы работника, т.е. результатов входного контроля знаний и умений, а также типовых программ, если такие предусмотрены для данных должностей.

Перечень должностей и профессий. для которых необходимо составлять типовые программы профессиональной подготовки персонала, с учетом требований действующего законодательства и НД, составляет руководство энергообъекта. Оно же разрабатывает и корректирует типовые программы.

Пересмотр и, при необходимости, коррекция типовых программ выполняется не реже одного раза в три года, а также после ввода нового или реконструкции действующего оборудования, принципиального изменения схем или режимов работы оборудования, при выявлении недостатков в подготовке персонала, проявившихся в ошибочных его действиях.

5.3.7.3 Сроки профессиональной подготовки работника определяются объѐмом необходимых технических знаний и производственных навыков, предусмотренных индивидуальными программами профессиональной подготовки и способностями работника. Как правило, сроки подготовки не должны превышать сроков, установленных типовыми программами.

В зависимости от должности или профессии обучаемого и возможностей энергообъекта, профессиональная подготовка может проводиться с отрывом от производства, или без отрыва от производства в виде технической учебы (курсового или индивидуального обучения).

Подготовка персонала для вновь вводимого оборудования должна быть закончена не позже чем за месяц до начала пусконаладочных работ.

5.3.7.4 Переподготовка и обучение работников вторым и смежным профессиям проводится также по индивидуальным программам, аналогично профессиональной подготовке.

Работники, которым поручаются работы по двум и более профессиям (должностям), проходят профессиональную подготовку по каждой из них.

5.3.7.5 Стажировка проводится с целью пополнения работником непосредственно на рабочем месте знаний правил безопасной эксплуатации технологического оборудования, технологических и должностных инструкций, инструкций по охране труда и пожарной безопасности, освоения в конкретных условиях особенностей оборудования, производственных процессов и методов экономичного и безаварийного управления ими, а также овладения навыками ориентирования в нормальных и аварийных производственных ситуациях.

Стажировка проводится на рабочем месте, под руководством опытного специалиста, одновременно или после теоретической подготовки в соответствии с индивидуальной программой профессиональной подготовки оперативного или оперативнопроизводственного работника.

Порядок и сроки стажировки устанавливаются и контролируются руководством энергообъекта.

5.3.7.6 Дублирование осуществляется путем выполнения работником профессиональных обязанностей по месту работы под наблюдением ответственного за дублирование с целью овладения навыками управления оборудованием в нормальных и аварийных производственных ситуациях, с обязательным прохождением противоаварийной и противопожарной тренировок.

Дублирование проводится в соответствии с индивидуальной программой профессиональной подготовки оперативного или оперативно-производственного работника. Порядок и сроки дублирования устанавливаются и контролируются руководством энергообъекта.

5.3.7.7 Поддержание квалификации работников проводится с целью восстановления знаний и умений, которые могли быть потеряны с течением времени из-за отсутствия спроса на их использование или проявление, например, из-за редкого выполнения работ или операций. Кроме того, поддержание квалификации проводится для получения новых знаний и навыков при изменениях оборудования и процедур, а также для поддержания постоянной готовности к выполнению лицензионной деятельности. Внешним проявлением необходимости обучения могут быть слабые знания при очередной проверке знаний или ошибки (нарушения, отклонения) в деятельности персонала.

Поддержание квалификации проводится групповым или индивидуальным методом, по индивидуальным или групповым программам, учитывающим опыт (стаж) и результативность работы обучаемых. На каждом энергообъекте должен быть составлен перечень должностей и профессий, для поддержания квалификации которых необходимо составлять типовые программы, а также соответствующий этому перечню комплект типовых программ.

5.3.7.8 Повышение квалификации работников проводится с целью получения персоналом новых теоретических знаний и практических навыков исходя из:

- требований нормативных документов;

- результатов анализа эксплуатационного опыта и, соответственно, потребности производства;

- желания работника в повышении квалификации.

В зависимости от организационных, технических и финансовых возможностей, повышение квалификации работников может проводиться с отрывом и без отрыва от производства.

Повышение квалификации должно планироваться и учитываться.

5.3.7.9 Для выработки навыков и систематической проверки способности и готовности оперативных работников действовать быстро и правильно при аварийных ситуациях, должны проводиться противоаварийные тренировки. Кроме того, при этом проверяется умение персонала оказывать доврачебную помощь, пользоваться индивидуальными защитными средствами и т.п.

Действия персонала энергообъекта во всех перечисленных случаях регламентируются специальными инструкциями, которые разрабатываются и утверждаются руководством энергообъекта на основе соответствующих технологических регламентов, правил и НД.

Периодичность, вид противоаварийной тренировки (системная, общестанционная, блочная, цеховая, индивидуальная) и место проведения (рабочие места, пункты тренажерной подготовки персонала) определяются руководством энергообъекта.

Лица, совершившие грубые ошибки и получившие неудовлетворительные оценки при двух противоаварийных тренировках подряд, отстраняются от выполнения должностных обязанностей и им назначается внеочередная проверка знаний.

Если совершили грубые ошибки и получили неудовлетворительные оценки большинство участников противоаварийной тренировки, то тренировка по этой теме, после дополнительной учебы, должна быть повторена не позже, чем через 30 дней.

5.3.7.10 С целью приобретения навыков умелого действия в условиях пожара, в том числе применения средств пожаротушения, принятия правильных мер по эвакуации и спасению людей и материальных ценностей, а также ликвидации пожара, персонал энергообъекта должен участвовать в плановых противопожарных тренировках.

Графики, тематику и вид противопожарной тренировки (объектовая, цеховая, совмещенная с пожарной охраной, индивидуальная) и место проведения определяются руководством энергообъекта.

Отдельным работникам, получившим по результатам противопожарной тренировки неудовлетворительную оценку, техническим руководителем энергообъекта назначается повторная индивидуальная тренировка.

Работники, получившие неудовлетворительную оценку при повторной противопожарной тренировке, должны пройти внеочередную проверку знаний по правилам пожарной безопасности.

Если участники противопожарной тренировки не выполнили своих заданий, или большинство из них получило неудовлетворительную оценку, то тренировка по этой теме, после дополнительной учебы, должна быть повторена не позже, чем через 30 дней.

Допускается совмещение противоаварийных и противопожарных тренировок.

5.3.7.11 Руководители энергообъекта и его подразделений должны осуществлять периодические обходы и осмотры рабочих мест. Во время этих обходов контролируется соблюдение правил, норм, производственных и должностных инструкций, производственной и трудовой дисциплины, проверяется состояние гигиены труда, наличие на рабочих местах и исправность средств охраны труда и пожарной безопасности, наличие и состояние технической документации и т.п.

Обходы рабочих мест должны быть организованы таким образом, чтобы каждое рабочее место контролировалось одним из руководителей не реже одного раза в месяц.

5.3.7.12 С целью обеспечения рационального подбора, назначения, перемещения и использования персонала в соответствии с квалификацией, деловыми качествами и опытом работы, должна периодически проводиться его аттестация. Процедура аттестации определяется руководителем энергообъекта в соответствии с действующим законодательством.

Аттестация персонала не освобождает работника от периодических и внеочередных проверок знаний.

5.3.7.13 В соответствии с требованиями соответствующих государственных, ведомственных и межведомственных документов на энергообъектах должна проводиться работа по лицензированию персонала. Подготовка персонала к лицензированию проводится в учреждениях, имеющих лицензию на проведение такой подготовки. При наличии соответствующих условий, лицензию на проведение такой подготовки по отдельным профессиям может получить и энергообъект.

На каждом энергообъекте должны:

- вести учѐт должностей и профессий, требующих лицензирования;

- проводить отбор кандидатов на получение лицензии в соответствии с требованиями к данной должности, профессии;

- разрабатывать критерии оценки готовности и компенсирующих мер по поддержанию готовности работника к выполнению лицензируемой деятельности;

- разрабатывать программы подготовки лицензируемого и поддержания квалификации лицензированного персонала.

5.3.8 Проверка знаний

5.3.8.1 Все руководители, специалисты, рабочие и служащие, работа которых связана с управлением, обслуживанием, наладкой, испытаниями, ремонтом, а также изготовлением строительством, монтажом оборудования обязаны проходить проверку знаний правил, норм, стандартов, регламентов и инструкций по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности в объеме и с периодичностью, установленными для каждой категории работников.

Лица, в обязанность которых входит замещение вышестоящих руководителей при их отсутствии на работе (отпуск, болезнь и т.д.), обязаны проходить проверку знаний и в объеме замещаемой должности.

5.3.8.2 На каждом энергообъекте должен быть утвержденный техническим руководителем перечень профессий и должностей, не принимающих участия в технологических процессах производства, т.е. не связанных с эксплуатацией, наладкой, испытаниями или ремонтом оборудования, для которых допуск к самостоятельной работе разрешается без проверки знаний и выдачи удостоверения.

5.3.8.3 Проверке подлежат:

- знание требований государственных, отраслевых и объектовых правил и инструкций по охране труда, ядерной и радиационной безопасности (только для АЭС) и пожарной безопасности, а также других специальных норм и правил, если они нужны при выполнении работ;

- знание должностных и производственных инструкций, планов (инструкций) ликвидации аварий;

- знание устройства и принципов действия средств безопасности и средств противоаварийной защиты;

- знание устройства и принципов действия оборудования, СИТ и средств управления;

- знание технологических схем и процессов энергопроизводства;

- знание условий безопасной эксплуатации энергоустановок;

- умение пользоваться средствами защиты и пожаротушения, а также оказывать первую помощь пострадавшим при несчастном случае;

- умение управления энергоустановкой (на тренажерах и других технических средствах обучения).

5.3.8.4 Перечень документов и объем необходимых знаний по каждому из них, подлежащих проверке по каждой должности и профессии, а также перечень вопросов для проверки с учетом специфики деятельности, утверждает руководитель энергообъекта, возглавляющий соответствующую экзаменационную комиссию.

В случаях, когда это предусмотрено действующим законодательством или НД, указанный перечень должен быть согласован с соответствующими органами государственного регулирования и надзора.

5.3.8.5 Перечень документов и объем необходимых знаний по каждому из них, является неотъемлемой частью должностных инструкций.

Если это предусмотрено НД, руководители, специалисты, рабочие и служащие перед проверкой знаний должны проходить предэкзаменационную подготовку на рабочем месте или в специализированных учебно-производственных подразделениях.

5.3.8.6 Установлены следующие виды проверок знаний работников: первичная, периодическая, внеплановая и повторная.

5.3.8.7 Первичная проверка знаний проводится c целью выявления готовности работника к выполнению своих производственных обязанностей:

- перед допуском работника к самостоятельной работе или стажировке

(дублированию) после его обучения;

- перед назначением на должность или при переводе с другой работы;

- при возложении новых обязанностей, если они требуют дополнительных знаний.

Первичная проверка знаний руководителей и специалистов должна проводится не позже 1 месяца со дня назначения их на должность, работников других категорий - в сроки, установленные программами и планами их подготовки.

5.3.8.8 Периодическая проверка знаний проводится в процессе работы, в установленные для каждой категории работником сроки.

5.3.8.9 Внеплановая проверка знаний проводится:

- при нарушении работником правил, норм и инструкций;

- при изменении главных технологических и электрических схем;

- при восстановлении в должности или допуске к работе, ранее отстраненных работников, в том числе органами государственного регулирования и надзора; - по требованию органов государственного регулирования и надзора; - при перерывах свыше 6 месяцев.

Внеплановая проверка знаний проводится также при вводе новых или переработанных правил или норм высшего уровня, таких как настоящие Правила, Общие положения обеспечения безопасности атомных станций (для АЭС) и др. Перечень таких правил и норм определяется Минтопэнерго Украины или органами государственного регулирования и надзора при вводе новых (переработанных) документов в действие в отрасли.

При вводе других новых или переработанных НД, или внесении в них изменений и дополнений, руководство энергообьекта, наряду с изданием приказа о вводе документа, обеспечивает проведение персоналу внеочередного инструктажа. Проверка знаний по этому документу проводится при периодической проверке знаний в установленном для каждой должности объеме.

Во всех случаях внеплановая проверка знаний не изменяет срока периодической проверки.

5.3.8.10 Периодическая проверка знаний работников должна проводиться в следующие сроки:

- руководители, специалисты и рабочие из числа оперативного и оперативнопроизводственного персонала по настоящим Правилам, регламентам, производственным и должностным инструкциям, правилам, нормам и стандартам, правилам пожарной безопасности - один раз в 2 года, а по правилам и инструкциям по охране труда, правилам ядерной и радиационной безопасности (для АЭС) - один раз в год, остальные руководители и специалисты - один раз в 3 года;

- рабочие производственных подразделений проходят проверку знаний в объеме инструкции по охране труда один раз в год, а по правилам пожарной безопасности, нормам, правилам и производственным инструкциям - один раз в 2 года.

Указанная выше периодичность может быть изменена требованиями документов государственных и межотраслевых органов регулирования и надзора.

Проверка знаний на каждом энергообъекте проводится в соответствии с годовыми графиками, учитывающими требуемую периодичность, которые утверждаются председателями соответствующих комиссий проверки знаний.

5.3.8.11 Проверку знаний персонала осуществляют центральные комиссии энергообьектов и комиссии их структурных подразделений, а также комиссии вышестоящего органа управления и Минтопэнерго Украины. Перечни должностей, проходящих проверку знаний в каждой из перечисленных комиссий, а также конкретные указания о порядке проверки знаний персонала в отрасли, должны быть приведены в положении о порядке проверки знаний правил, норм, стандартов и инструкций персонала Минтопэнерго Украины.

На основании этого документа должны быть составлены аналогичные положения на каждом энергообъекте. Положение должно учитывать особенности в организации проверки знаний персонала энергообъекта и утверждаться его руководителем.

В случаях, когда это предусмотрено действующим законодательством или НД, это положение должно быть согласовано с соответствующими органами государственного регулирования и надзора.

Организация и проведение проверок знаний возлагается на председателей комиссий.

5.3.8.12 Знания проверяемых оцениваются по шкале: прошел проверку знаний (знает) или не прошел проверку знаний (не знает).

Работник, который не прошел проверку знаний при первичной, периодической и внеплановой проверке, немедленно отстраняется от руководства и проведения соответствующих работ. Ему назначается повторная проверка не позднее чем через один месяц.

Работник, который не прошел проверку знаний при повторной проверке, увольняется с занимаемой должности и вопрос о его трудоустройстве решается работодателем согласно трудовому законодательству.

5.3.8.13 Результаты проверки знаний оформляются в журналах установленной формы.

Каждому работнику, прошедшему впервые проверку знаний, выдается удостоверение установленной формы, в которое заносятся результаты всех проверок знаний, результаты медицинских осмотров, а также указывается группа по электробезопасности.

Кроме того, в указанное удостоверение могут заноситься сведения о результатах проверки знаний правил, норм, стандартов, инструкций и других документов, подконтрольных, соответствующим органам государственного регулирования и надзора.

Удостоверение о проверке знаний должно находиться у работника при выполнении им служебных обязанностей.

5.3.8.14 Допуск к самостоятельной работе или к дублированию работников, не прошедших проверку знаний в установленные или предписанные сроки и не имеющих при себе удостоверения о проверке знаний, запрещается.

5.4 Технико-экономические показатели

5.4.1 Основные технико-экономические показатели

5.4.1.1 На энергообъектах, энергопредприятиях и в энергокомпаниях должен быть организован учет, нормирование и анализ технико-экономических показателей (ТЭП) работы энергооборудования для оценки эффективности его работы.

В качестве основных ТЭП, характеризующих эффективность работы энергообъектов, энергопредприятий и энергокомпаний, устанавливаются:

- количество выработанной и отпущенной электрической и тепловой энергии каждым энергоблоком, энергообъектом, энергопредприятием и энергокомпанией;

- рабочая электрическая и тепловая мощность;

- коэффициент использования установленной электрической и тепловой мощности; - коэффициент готовности;

- удельные расходы топлива (условного), тепла ядерного топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию;

- удельные расходы воды на отпущенную электрическую энергию и коэффициент использования водостока для ГЭС;

- расход электрической энергии на собственные нужды энергообъектов и энергопредприятий, отнесенный отдельно на выработку электроэнергии и отпуск тепла;

- удельные расходы тепловой и электрической энергии на еѐ транспорт в электрических и тепловых сетях;

- удельные выбросы вредных веществ в окружающую среду;

- себестоимость производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии;

- валовая прибыль.

5.4.1.2 Методологическое определение основных ТЭП работы энергооборудования должно базироваться на материальных и энергетических балансах. Порядок определения фактических, нормативных основных и промежуточных ТЭП осуществляется в соответствии с действующими отраслевыми НД. При этом должно быть обеспечено методологическое единство и автоматизация расчетов фактических и нормативных ТЭП.

5.4.2 Учет фактических технико-экономических показателей

5.4.2.1 На энергообъектах, энергопредприятиях должен быть организован учет фактических основных и промежуточных ТЭП на основании показаний СИТ, отдельных измерений, расчетов.

Определение фактических основных ТЭП должно проводиться по прямому балансу и подтверждаться расчетом по обратному балансу на основании промежуточных ТЭП в пределах точности измерений.

5.4.2.2 Для учета ТЭП должны быть установлены необходимые измерительные приборы с требуемым классом точности и диапазоном измерений.

Должен быть разработан перечень измерительных приборов учета конкретных показателей, мест их установки и указаны необходимые поправки к показаниям приборов.

Организация эксплуатации измерительных приборов должна обеспечивать достоверность их показаний.

5.4.2.3 Система учета ТЭП должна содержать необходимый объем показателей, временные интервалы их усреднения, методы определения ТЭП для временных интервалов.

5.4.2.4 Система учета ТЭП должна соответствовать системе их нормирования и анализа. На основании системы учета и нормирования должны вестись все установленные формы отчетности.

5.4.2.5 Суточные данные учета должны использоваться для оперативного контроля фактических ТЭП. Суточная ведомость основных и промежуточных показателей должна анализироваться руководством энергообъекта, энергопредприятия, энергокомпании.

5.4.3 Нормирование технико-экономических показателей

5.4.3.1 На энергообъектах, энергопредприятиях и в энергокомпаниях должна быть разработана нормативная база для расчета норм основных и промежуточных ТЭП, характеризующих затраты топливно-энергетических ресурсов и выбросы вредных веществ в окружающую среду.

Расчет норм основных ТЭП проводится по обратному балансу на основании промежуточных ТЭП.

5.4.3.2 Нормативная база должна содержать:

- краткую техническую характеристику оборудования;

- функциональные зависимости в табличном и графическом виде основных и промежуточных ТЭП от основных нормообразующих величин (электрическая и тепловая мощность, расход пара, воды, топлива и т.п.) при постоянных (фиксированных) значениях второстепенных нормообразующих величин (давление, температура, характеристика

топлива и т.п.);

- поправки к основным и промежуточным ТЭП на отклонение фактических

(фиксированных) условий работы оборудования;

- макет (алгоритм) расчета основных ТЭП;

- данные для оптимального распределения электрических и тепловых нагрузок; - данные для расчета ограничений электрической и тепловой мощности.

5.4.3.3 Разработка нормативной базы проводится на основании функциональных испытаний оборудования, типовых энергетических характеристик, паспортных данных и проектных расчетов, лучших достигнутых результатов эксплуатации. Нормативная база должна отображать реально достигаемые ТЭП технически исправного оборудования в оптимальных режимах работы.

5.4.3.4 Нормативная база должна пересматриваться не менее одного раза в 5 лет.

Пересмотр проводится также в случае технического перевооружения, реконструкции, изменения вида или марки топлива или же по иным причинам, когда относительное изменение фактических удельных основных ТЭП составляет более 1,5 %.

При пересмотре нормативной базы должен быть проведен анализ фактических и нормативных показателей за выбранный период времени. Дополнительно должен быть проведен анализ фактических отчетных показателей на предмет их достоверности.

5.4.3.5 Нормы отдельных показателей должны быть представлены эксплуатационному персоналу в виде режимных карт, инструкций, таблиц и графиков.

Выполнение нормативных показателей является обязательным для каждого энергообъекта, энергопредприятия, энергокомпании.

5.4.4 Анализ результатов производственной деятельности

5.4.4.1 Функционирование системы учета и нормирования основных и промежуточных ТЭП должно обеспечивать достоверный анализ результатов производственной деятельности и еѐ стимулирование.

5.4.4.2 Анализ результатов производственной деятельности проводится путем сравнения нормативных и фактических значений ТЭП по единой методологии и, дополнительно, путем сравнения фактических показателей с показателями базового периода. При этом определяются причины отклонений фактических показателей от нормативных и от показателей базового периода.

5.4.4.3 Результаты производственной деятельности должны рассматриваться не менее одного раза в месяц с целью анализа и определения оценки состояния оборудования, а также для ознакомления с опытом работы лучших смен, отдельных работников.

В случае необоснованных относительных отклонений основных и промежуточных фактических ТЭП от нормативных и от показателей базового периода более, чем на 2,5 %, проводится проверка системы учета и нормирования показателей.

5.4.4.4 На основании результатов анализа должны разрабатываться организационнотехнические мероприятия, направленные на повышение экономичности и надежности энергоснабжения, оптимальное распределение электрических и тепловых нагрузок, экономию топливно-энергетических и других ресурсов, снижение выбросов вредных веществ в окружающую среду.

5.4.4.5 На энергообъектах, энергопредприятиях и в энергокомпаниях должна быть разработана система стимулирования основного производственного и вспомогательного производственного персонала за достижение основных нормативных ТЭП, характеризующих надежность энергоснабжения, экономию топливно-энергетических и других ресурсов, выбросы вредных веществ в окружающую среду.

5.5 Технический контроль, надзор за организацией эксплуатации

5.5.1 На каждом энергообъекте, энергопредприятии всех форм собственности должен осуществляться постоянный и периодический контроль за техническим состоянием энергоустановок, оборудования, зданий, сооружений, за радиационной безопасностью (для АЭС) по утвержденному графику, назначены ответственные лица за техническое состояние и безопасную эксплуатацию, а также назначен приказом персонал по техническому, технологическому и экологическому надзору и утверждены обязанности персонала по следующим направлениям:

- управление технологическими процессами;

- организация надзора за техническим состоянием оборудования, зданий и сооружений;

- разработка, организация и учет выполнения мероприятий, обеспечивающих техническую, радиационную (для АЭС), экологическую безопасность и экономичную работу энергообъекта, энергопредприятия;

- расследование и учет всех нарушений в эксплуатации;

- контроль за соблюдением природоохранного законодательства Украины;

- контроль за соблюдением требований НД по эксплуатации;

- контроль за соблюдением правил, норм, стандартов по радиационной безопасности.

5.5.2 Все технологическое оборудование, здания и сооружения, входящее в состав энергообъекта, энергопредприятия, должно подвергаться периодическому техническому освидетельствованию.

Техническое освидетельствование производится комиссией энергообъекта, энергопредприятия, возглавляемой техническим руководителем или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений энергообъекта, энергопредприятия, представители энергокомпаний.

Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения ресурса оборудования (энергоустановки).

Одновременно с техническим освидетельствованием должно проверяться выполнение предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы энергообъекта, энергопредприятия и несчастных случаев при его обслуживании, а также мероприятий, разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании.

5.5.3 Периодическое техническое освидетельствование оборудования должно проводиться в объеме требований Госнадзорохрантруда и Государственного комитета ядерного регулирования (для АЭС) Украины персоналом подразделений энергообъектов, энергопредприятий, специализированными организациями.

В объѐм периодического технического освидетельствования на основании действующих НД должны быть включены:

- проверка технической документации (включая полный анализ паспортов, журналов, заключений, актов, протоколов, предписаний и т.п.);

- наружный и внутренний осмотр оборудования;

- испытания в целях обеспечения безопасности работы оборудования и сооружений (гидравлические испытания, настройка предохранительных устройств, систем регулирования ВЭУ при сбросах нагрузки, проверка грузоподъѐмных механизмов и их систем торможения, и т.п.).

Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок производится в соответствии с правилами и нормами в атомной энергетике.

Результаты технического освидетельствования должны быть оформлены актом и занесены в технические паспорта оборудования, зданий и сооружений.

5.5.4 Периодическому техническому освидетельствованию подлежит всѐ оборудование, здания и сооружения, входящие в состав энергообъекта, энергопредприятия.

Техническое освидетельствование должно производиться в сроки, установленные действующими НД, но не реже одного раза в 5 лет и одного раза в 8 лет, если это предусмотрено заводом-изготовителем.

Все здания, сооружения государственных и других предприятий и организаций, независимо от форм собственности, входящие в состав энергообъекта, энергопредприятия должны подвергаться паспортизации. Паспортизация зданий и сооружений должна проводиться в соответствии с действующей инструкцией один раз в 5 лет.

Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технические паспорта.

5.5.5 Если выявлено предаварийное состояние энергоустановок или нарушение, влияющее на надежность и безопасную эксплуатацию, дальнейшая эксплуатация обследуемых энергоустановок (энергообъекта) запрещается.

5.5.6 Постоянный контроль за техническим состоянием оборудования должен обеспечиваться оперативным, оперативно-производственным и производственным персоналом.

Периодический осмотр оборудования, зданий и сооружений должны производить работники, ответственные за их состояние и безопасную эксплуатацию. Периодичность осмотра должна быть установлена техническим руководителем энергообъекта, энергопредприятия.

Бункера сырого угля и бункера пыли должны подвергаться ежегодному визуальному осмотру (сварные швы, металлические и железобетонные конструкции) и комплексному обследованию по специальной программе для оценки технического состояния в среднем один раз в 5 лет, а также перед капитальным ремонтом. Результаты осмотра должны фиксироваться в специальном журнале.

5.5.7 Работники, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, должны обеспечивать эксплуатацию энергетических объектов в соответствии с требованиями инструкций и других НД, контроль за состоянием энергоустановок, ведением эксплуатационной (оперативной, ремонтной) документации.

5.5.8 Работники энергообъектов, энергопредприятий, осуществляющие технический и технологический надзор за эксплуатацией оборудования, зданий и сооружений должны обеспечивать:

- расследование и учет технологических нарушений в работе оборудования и сооружений;

- контроль за состоянием технической документации;

- периодический контроль за состоянием энергообъектов, энергопредприятий;

- учет выполнения профилактических и противоаварийных мероприятий;

- контроль за организацией претензионной работы по фактам некачественного изготовления, монтажа, ремонта оборудования, а также за нарушением условий поставки топлива;

- контроль за выполнением требований нормативных и организационнораспорядительных документов;

- проверку выполнения предписаний надзорных органов и мероприятий, подготовленных по результатам расследования технологических нарушений в работе и несчастных случаев на энергообъекте, энергопредприятии ;

- проверку выполнения мероприятий, разработанных по результатам предыдущих осмотров и технических освидетельствований;

- контроль за подготовкой персонала;

- подготовку информации о технологических нарушениях для представления органам ведомственного и Государственного надзора.

5.5.9 На энергообъекте, энергопредприятии (в структурном подразделении энергокомпании) должен быть организован учет действующих НД и контроль за выполнением их требований. Должны быть назначены лица, ответственные за организацию учета и контроля выполнения.

5.5.10 В обязанности вышестоящих органов управления энергообъектами, энергопредприятиями, независимо от форм собственности, должны входить:

- контроль за организацией эксплуатации;

- контроль за соблюдением настоящих Правил, правил охраны труда (ПОТ), правил пожарной безопасности (ППБ), других НД и инструкций по эксплуатации;

- организация осмотров и периодический контроль за состоянием оборудования, зданий и сооружений;

- контроль за соблюдением установленных сроков средних и капитальных ремонтов;

- контроль за выполнением мероприятий и требований, изложенных в нормативных и организационно-распорядительных документах;

- контроль за расследованием нарушений настоящих Правил и инструкций по эксплуатации;

- оценка достаточности предупредительных и профилактических мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации;

- контроль за выполнением мероприятий по предупреждению технологических нарушений и готовностью к их ликвидации в случае возникновения;

- учет нарушений настоящих Правил, инструкций по эксплуатации и других НД;

- учет выполнения противоаварийных мероприятий;

- контроль за разработкой НД по обеспечению безопасной эксплуатации энергообъектов;

- контроль за соблюдением природоохранного законодательства;

- организация и контроль работы руководства энергопредприятия по ценовым заявкам и деятельности на Энергорынке;

- контроль за ведением претензионной работы с заводами-изготовителями оборудования и поставщиками топлива;

- согласование технических условий на изготовление и поставку оборудования.

5.5.11 Всѐ эксплуатируемое оборудование, здания и сооружения должны подвергаться специальному ведомственному надзору со стороны соответствующих структур Минтопэнерго Украины и служб энергокомпаний.

5.5.12 Основными задачами ведомственного надзора являются:

- контроль за соблюдением установленных требований по техническому обслуживанию и ремонту;

- контроль за выполнением настоящих Правил, ПОТ, ППБ и инструкций по эксплуатации;

- организация, контроль и оперативный анализ результатов расследования, технологических нарушений в работе;

- контроль за выполнением профилактических мероприятий по предупреждению технологических нарушений в работе и производственного травматизма;

- анализ и обобщение результатов расследования технологических нарушений с разработкой мероприятий по их предотвращению на энергообъектах, энергопредприятиях;

- анализ ТЭП электростанций, их обобщение и разработка мероприятий по повышению эффективности топливоиспользования с применением энергосберегающих технологий и передового опыта отрасли;

- контроль за выбросами загрязняющих веществ, в том числе сточных вод в окружающую среду, размещением производственных отходов;

- организация разработки НД и мероприятий по совершенствованию эксплуатации и повышению надежности и экономичности оборудования;

- контроль за проведением периодического технического освидетельствования оборудования, зданий и сооружений.

- надзор за соблюдением иерархической структуры оперативного (оперативнотехнологического управления);

- расследование и учет всех нарушений в эксплуатации; - надзор за экологической безопасностью работы.

5.5.13 Руководители энергообъектов, энергопредприятий всех форм собственности должны обеспечивать доступ на предприятия представителей государственных и ведомственных органов надзора.

5.5.14 Дополнительные требования и рекомендации по техническому надзору и контролю за эксплуатацией АЭС приведены в 9.2 и 9.5.

5.6 Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция

5.6.1 Техническое обслуживание и ремонт

5.6.1.1 На каждом энергообъекте, энергопредприятии для обеспечения безопасной эксплуатации, надежности и экономичности оборудования, зданий и сооружений, систем контроля и управления, должны быть организованы их техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты.

5.6.1.2 Объем технического обслуживания основного оборудования, зданий и сооружений для поддержания их исправного состояния в межремонтный период должен производиться на основании анализа фактического состояния, установленного проверкой, обследованием, диагностикой.

Объем и периодичность планово-предупредительных ремонтов оборудования и сооружений должны определяться из условия обеспечения полного или частичного восстановления их ресурса согласно действующим нормативам.

5.6.1.3 Средства, задекларированные собственником энергообъекта, энергопредприятия на ремонтно-восстановительные работы, полученные от энергорынка, должны использоваться строго по назначению.

5.6.1.4 Ответственность за техническое состояние и обслуживание оборудования, зданий и сооружений несут руководители энергообъектов, энергопредприятий.

Ответственность за планово-предупредительные ремонты возлагается на руководителей энергокомпаний и энергообъектов, энергопредприятий.

5.6.1.5 Структуры управления техническим обслуживанием и ремонтом энергообъектов, энергопредприятий должны предусматривать разделение функций и исполнителей путем организации соответствующих подразделений по подготовке и проведению ремонта и технического обслуживания при наличии достаточных объемов работ.

5.6.1.6 Организация технического обслуживания и ремонтного производства на ТЭС, АЭС, ГЭС, ГАЕС, порядок подготовки и вывода в ремонт, технология ремонтных работ, а также приемка и оценки состояния отремонтированного оборудования, зданий и сооружений должны соответствовать требованиям ГКД 34.20.661 ―Правила організації технічного обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд, електростанцій та мереж Міненерго України‖, РД 53.025.002 ―Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций‖, РД 53.025.016 ―Положения о порядке вывода оборудования в ремонт и ввода его в эксплуатацию после ремонта на атомных станциях‖, РД 34.31.602 ‗‗Инструкция по ремонту гидротурбин и механической части генератора‘‘, РД 34.31.603 ‗‗Методическое указание по построению комплексной сетевой модели ремонта гидроагрегата‘‘ и другим НД.

5.6.1.7 Структура организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений ВЭС должна рационально сочетать укрепление собственного ремонтного подразделения ВЭС с развитием экономически обоснованного централизованного ремонта. При этом должны учитываться индивидуальные особенности ВЭС, количество ветровых электроустановок (ВЭУ), размещение их на местности, удаленность от ремонтной базы и то, что основные ремонтные работы должны производиться в сезоны безветрия.

Ремонт вышедших из строя составных частей ВЭУ осуществляется только на заводах-изготовителях либо на специализированной ремонтной базе. В условиях ВЭС допускается только замена вышедших из строя элементов годными из комплектов запасных частей.

Проверка технического состояния ВЭУ с целью установления их пригодности и для дальнейшего использования, проводится согласно заводской инструкции по эксплуатации. Регламент технического обслуживания оборудования ВЭС приведен в 11.1 и 11.3.

5.6.1.8 На все виды ремонтов оборудования, зданий и сооружений энергообъектов, энергопредприятий должны быть составлены перспективные (пятилетние), годовые графики, утвержденные руководителем энергокомпании, которые могут ежегодно корректироваться с учетом результатов надзора (контроля) за их состоянием.

Графики ремонтов оборудования и сооружений, влияющих на изменение объемов производства или условий передачи электрической энергии и тепла, должны быть согласованы и утверждены вышестоящими органами управления.

Месячные графики капитального и текущего ремонтов общестанционного и вспомогательного оборудования составляются на основании годовых графиков, а также при необходимости ремонта по фактическому состоянию, согласовываются с исполнителями и утверждаются техническим руководителем энергообъекта, энергопредприятия. Месячные графики допускается составлять в виде месячных планов работ.

5.6.1.9 Периодичность и продолжительность всех видов ремонта а также продолжительность ежегодного простоя оборудования в ремонте устанавливаются исходя из планируемых объемов ремонтных работ, определяемых на основании его фактического технического состояния, обеспеченности трудовыми, материальными и финансовыми ресурсами и согласовывается с вышестоящим органом управления.

5.6.1.10 Капитальные ремонты основного оборудования энергообъектов (энергоблоки, котлы, турбины, РУ, генераторы, блочные трансформаторы и т.п.) должны проводиться по утвержденному в установленном порядке графику, с учетом сроков, указанных в заводских инструкциях, величины наработки и технического состояния основного оборудования, но не реже одного раза в 4 года.

В каждом конкретном случае решение о переносе капитального ремонта основного оборудования принимается индивидуально по согласованию с вышестоящими органами управления при отсутствии возражений со стороны контролирующих органов.

5.6.1.11 Решение об увеличении или уменьшении периодичности, увеличении продолжительности ремонта по сравнению с нормативным (запланированным), принимается в зависимости от состояния оборудования и объема проведения сверхплановых работ и согласовывается с вышестоящими органами управления.

При уменьшении межремонтного периода должны быть разработаны и представлены на рассмотрение вышестоящего органа управления мероприятия по доведению межремонтного периода до нормативного.

5.6.1.12 Перед выводом в капитальный или средний ремонт оборудования и сооружений по графику, но не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта, должны быть определены объемы работ по журналам дефектов, анализу работы, фактического состояния, установленного проверкой, обследованием и диагностикой в межремонтный период с учѐтом мероприятий перспективного графика ремонта. Окончательная дефектация выведенного в ремонт оборудования, уточнение физических объемов работ и корректировка, при необходимости, графика ремонта должны быть закончены не позднее 1/3 продолжительности ремонта. В процессе дефектации должны быть выявлены все дефекты и установлены критерии, которым должно соответствовать отремонтированное оборудование и сооружения. Перед ремонтом основного оборудования и после его завершения должны проводиться экспресс-испытания для получения данных, необходимых для анализа работы и состояния отдельных узлов оборудования, уточнения объемов работ и оценки качества ремонта, соответственно.

5.6.1.13 Перед началом ремонта должны быть:

а) составлены ведомости объема работ и смета, уточняемые после вскрытия и

осмотра оборудования;

б) составлены график ремонта и проект производства ремонтных работ;

в) подготовлена необходимая ремонтная документация; составлена и утверждена

техническая документация на работы, предусмотренные к выполнению в период ремонта;

г) заготовлены, в объеме не менее 80 % согласно ведомостям объемов работ, необходимые материалы, запасные части, узлы и подготовлена соответствующая техническая документация;

д) укомплектованы и приведены в исправное состояние и, при необходимости,

испытаны инструмент, приспособления, подъемно-транспортные механизмы;

е) выполнены противопожарные мероприятия, мероприятия ПОТ;

ж) выполнены мероприятия радиационной безопасности, проверены и подготовлены

к использованию средства защиты персонала от радиоактивного облучения (для АЭС);

и) подготовлены средства связи, в необходимых случаях - средства теленаблюдения

(для АЭС);

к) приведены в исправное состояние постоянные энергоразводки (газов, сжатого

воздуха, сварочных сетей, низковольтных сетей, освещения и т.п.);

л) укомплектованы и проинструктированы ремонтные бригады.

5.6.1.14 Вывод оборудования и сооружений в ремонт должен производиться по оперативным диспетчерским заявкам в сроки, указанные в графиках ремонта и согласованные с организациями, в оперативном управлении и оперативном ведении которых они находятся, с оформлением распорядительного документа (приказа, распоряжения) на вывод из работы в ремонт.

5.6.1.15 Ремонт зданий и сооружений АЭС должен производиться по перспективным и годовым планам, а также вне плана по результатам надзора за их состоянием в случае выявления аварийно-опасного состояния.

5.6.1.16 При производстве ремонтных работ должны соблюдаться требования правил охраны труда, пожарной безопасности, промсанитарии, ядерной и радиационной безопасности (для АЭС).

5.6.1.17 Периодичность и объем планового технического обслуживания и ремонта оборудования и систем АЭС должны определяться требованиями по поддержанию их надежности в соответствии с условиями и пределами безопасной эксплуатации, установленными в проекте АЭС и предписаниями контролирующих органов.

Необходимость выполнения непланового технического обслуживания и ремонта оборудования и систем определяется по результатам надзора за их состоянием.

5.6.1.18 Плановый ремонт РУ должен производиться в соответствии с утвержденным графиком, и, как правило, приурочен ко времени замены ЯТ в ядерном реакторе (ЯР).

5.6.1.19 Ремонт головных образцов оборудования на АЭС должен производиться в сроки и в объеме в соответствии с программой подконтрольной эксплуатации, согласованной с предприятием-изготовителем (разработчиком) и утвержденной эксплуатирующей организацией.

5.6.1.20 Приемка из капитального и среднего ремонтов основного оборудования должна производиться приемочной комиссией, назначенной приказом, по программе, согласованной с исполнителями и утвержденной техническим руководителем энергообъекта, энергопредприятия с составлением актов приемки по установленной форме.

Приемку из капитального и среднего ремонтов питательных насосных агрегатов, главных циркуляционных насосов (ГЦН) и систем безопасности проводит комиссия, возглавляемая техническим руководителем АЭС, а приемку вспомогательного оборудования, зданий и сооружений из капитального ремонта и всего оборудования из текущего ремонта - под руководством начальника соответствующего подразделения.

5.6.1.22 Оборудование электростанций, электрических сетей 35 кВ и выше, прошедшее капитальный или средний ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям согласно программ, утвержденным техническим руководителем, под нагрузкой в течение 48 часов, а всѐ остальное оборудование, в том числе тепловых сетей, - в течение 24 часов.

Если приемо-сдаточные испытания под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытаний постановки оборудования под нагрузку.

5.6.1.23 В случае необходимости перевода основного оборудования непосредственно после капитального или среднего ремонта в резерв, вывод его в резерв допускается только после проведения приемо-сдаточных испытаний согласно 5.6.1.22.

5.6.1.24 При приемке из ремонта оборудования и систем безопасности (для АЭС) должна проводиться оценка качества ремонта по показателям, характеризующим полноту выполнения запланированных работ, качество отремонтированного оборудования и выполненных работ, уровень надежности, пожарной безопасности и радиационной безопасности (для АЭС).

5.6.1.25 Временем окончания капитального и среднего ремонта является:

- для паровых котлов ТЭС с поперечными связям и ИТ - время подключения котла к стационарному паропроводу свежего пара или время вывода в резерв;

- для энергоблоков ТЭС и АЭС, турбоагрегатов ТЭС с поперечными связями, гидроагрегатов, ВЭУ и трансформаторов - время включения генератора в сеть, трансформатора – время постановки под нагрузку;

- для тепловых сетей - время включения сети и установление в ней циркуляции сетевой воды;

- для электрических сетей - момент успешной постановки под напряжение.

5.6.1.26 На энергообъектах, энергопредприятиях, ремонтных и наладочных организациях должен вестись систематический учет технико-экономических показателей ремонтного обслуживания оборудования, зданий и сооружений по соответствующим методикам и на базе его анализа разрабатываться организационно-технические мероприятия по улучшению этих показателей.

5.6.1.27 Энергообъекты, энергопредприятия должны иметь оборудованные мастерские и ремонтные площадки в производственных помещениях. Мастерские и площадки должны быть оснащены необходимыми механизмами, станочным парком, приспособлениями и инструментом, соответствовать санитарным нормам и требованиям пожарной безопасности, обеспечивая высокую культуру производства.

Кроме этого, на АЭС должны быть помещения для ремонта радиоактивного тепломеханического и электрического оборудования, построенные (реконструированные) в соответствии с требованиями радиационной безопасности, оснащенные средствами дезактивации и радиационного контроля.

При производстве ремонтных работ в зоне строгого режима должны выполняться требования правил радиационной и ядерной безопасности, использоваться учетный инструмент, имеющий отличительную окраску.

5.6.1.28 Энергоустановки должны быть оснащены стационарными и передвижными подъемно-транспортными средствами, такелажными приспособлениями, инструментом и средствами механизации ремонтных работ, а на АЭС - также приспособлениями для дистанционного осмотра и ремонта.

5.6.1.29 Ремонтные, ремонтно-наладочные организации и подразделения энергопредприятий должны быть укомплектованы технологической документацией, инструментом и средствами производства специальных ремонтных работ.

5.6.1.30 На энергообъектах, энергопредприятиях должны быть созданы в соответствии с действующими нормами резервные фонды запасных частей, материалов и обменные фонды арматуры, узлов, оборудования.

Запасное оборудование и узлы однотипных агрегатов (роторы турбин, генераторов, питательных насосов, диафрагмы, комплекты турбинных лопаток и обмоток статоров генераторов и т.п.) должны предусматриваться в качестве централизованного запаса.

На базах хранения запасных частей и оборудования должен вестись учѐт, обеспечена их сохранность и систематическое пополнение.

Оборудование, запасные части, узлы и материалы, сохранность которых нарушается под действием внешних атмосферных условий, должны храниться в закрытых складах.

5.6.2 Модернизация и реконструкция

5.6.2.1 Для повышения надежности оборудования и устойчивости ОЭС Украины, а также улучшения технико-экономических показателей, продления срока эксплуатации должна осуществляться модернизация и реконструкция оборудования, сооружений, систем контроля и управления, устройств РЗА и СДТУ.

5.6.2.2 В каждом объединении (энергокомпании), независимо от форм собственности, должны быть разработаны долгосрочные планы технического перевооружения и реконструкции электростанций и сетей. При этом должна сохраняться приемственность выполнения этих планов при изменении владельца или формы собственности.

5.6.2.3 Для выполнения требований Закона Украины ‗‗Об электроэнергетике‘‘ по обеспечению надежности и устойчивости ОЭС Украины и ее связей с энергообъединениями других государств под руководством Минтопэнерго разрабатывается долгосрочный план технического перевооружения и ежегодный ‗‗План мероприятий по повышению надежности работы оборудования и устойчивости ОЭС Украины и региональных ЭЭС‘‘. В нѐм определяются объекты, виды и объѐмы работ, сроки реализации, источники финансирования мероприятий.

‗‗План мероприятий по повышению надежности работы оборудования и устойчивости ОЭС Украины и региональных ЭЭС‘‘ согласовывается Национальным комитетом по регулированию в электроэнергетике и утверждается Минтопэнерго Украины.

5.6.2.4 Порядок взаимодействия субъектов электроэнергетики и региональных ЭЭС при модернизации, реконструкции, замене и вводе нового оборудования, устройств РЗА, управлении, мониторинге СДТУ, которые передаются в управление или ведение региональной ЭЭС, определяется следующим:

а) субъекты энергетики регионов обязаны:

1) согласовывать с ЭЭС объемы, сроки, условия реконструкции до разработки технических условий на поставку оборудования (до подготовки тендерной документации в случае конкурсных торгов);

2) согласовывать с ЭЭС технические условия на поставку оборудования или аппаратуры (разделы ‗‗Технические спецификации‘‘, ‗‗Документация‘‘, ‗‗Испытания‘‘, ‗‗Сроки поставки‘‘, ‗‗Обучение по контракту‘‘);

3) обеспечивать получение документации по контракту, еѐ перевод на украинский (русский) язык (в случае применения оборудования и аппаратуры импортного производства) и своевременную еѐ передачу соответствующим подразделениям ЭЭС и проектным организациям;

4) включать при комплектации групп для обучения на фирме-поставщике оборудования или аппаратуры в их состав специалистов ЭЭС, которые будут обеспечивать выбор уставок и согласование принципиальных схем в службах РЗА, согласование производственных инструкций по эксплуатации этого оборудования или аппаратуры;

5) привлекать представителей ЭЭС на все технические совещания с представителями фирмы-поставщика оборудования;

6) обеспечить получение для служб РЗА от поставщика или разработать ‗‗Методические указания по выбору уставок устройств РЗА импортного производства‘‘, согласовать их с службой РЗА первого уровня и представить в ЭЭС;

7) разрабатывать программы испытаний (проверок) и эксплуатационную документацию, согласовывать их с ЭЭС;

8) осуществлять приемку в эксплуатацию нового оборудования и аппаратуры с участием представителей ЭЭС;

9) осуществлять техническое обслуживание нового оборудования и аппаратуры в сроки, согласованные с ЭЭС;

б) региональные ЭЭС обязаны:

1) согласовывать объемы, сроки и условия реконструкции или давать мотивированные отказы или альтернативные предложения;

2) согласовывать технические условия на поставку оборудования или аппаратуры и участвовать во всех этапах работ по модернизации, реконструкции, замене или вводу оборудования или аппаратуры согласно 5.6.2.4, а), перечисления 3) – 9);

5.6.2.5 Технические условия на поставку импортного оборудования и собственно оборудование должны соответствовать действующим в Украине НД.

5.6.2.6 Оборудование электростанций и сетей, устройства РЗА и СДТУ после модернизации и реконструкции подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в соответствии с 5.6.1.22 и дополнительными требованиями, если таковые предусмотрены заводскими инструкциями и/или специальными программами.

5.6.2.7 Ответственность за модернизацию и реконструкцию электростанций и сетей, устройств РЗА и СДТУ должна возлагаться на руководство субъектов электроэнергетики регионов и региональных ЭЭС.

5.6.2.8 Управление научно-технической политики и экологии Минтопэнерго Украины (или отраслевой Центр сертификации - при его создании) организовывает сертификацию нового оборудования и аппаратуры отечественного и импортного производства, определяет возможность их использования в энергетической отрасли.

5.7 Контроль состояния металла

5.7.1 Контроль состояния металла на ТЭС

5.7.1.1 Для обеспечения надежности работы теплоэнергетического оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами изготовления деталей, а также развитием процессов ползучести, эрозии, коррозии, снижением прочностных и пластических характеристик металла при эксплуатации, должен быть организован контроль за состоянием основного и наплавленного металла.

5.7.1.2 Контроль металла должен проводиться по планам, утвержденным техническим руководителем (главным инженером) электростанции (энергообъекта), в сроки и в объемах, предусмотренных НД, в которых содержатся требования по контролю металла в пределах как нормативного (паркового ресурса), так и сверхнормативного срока службы.

При необходимости должен быть организован дополнительный контроль металла сверх предусмотренного НД.

5.7.1.3 Основными НД, регламентирующими методы, объемы и сроки контроля металла в длительной эксплуатации являются:

ГКД 34.17.401 ‗‗Контроль и продление срока службы металла оборудования тепловых электростанций. Типовая инструкция. Часть 1. Котлы, турбины и трубопроводы с давлением 9 МПа и выше‘‘;

ДНАОП 0.00-1.07 ‗‗Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением‘‘;

ДНАОП 0.00-1.08 ‗‗Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов‘‘;

ДНАОП 0.00.-1.11 ‗‗Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды‘‘.

Дополнительно рекомендуются:

РД 10-262-98 ‗‗Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций‘‘

(Российская Федерация);

‗‗Положение о техническом диагностировании энергетического оборудования предприятий Министерства промышленной политики Украины‘‘- для оборудования с давлением свежего пара менее 9 МПа в части объѐмов и сроков.

Основными НД, регламентирующими расчеты на прочность деталей длительно эксплуатируемых котлов и трубопроводов являются:

- ОСТ 108.031.08 ‗‗Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Общие положения по обоснованию толщины стенки‘‘;

- ОСТ 108.031.09 ‗‗Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Методы определения толщины стенки‘‘;

-ОСТ 108.031.10 ‗‗Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Определение коэффициентов прочности‘‘.

5.7.1.4 Контроль металла должен осуществляться специалистами лаборатории или службы металлов совместно с персоналом цехов, в ведении которых находится соответствующее оборудование. При необходимости могут быть привлечены специализированные организации, имеющие разрешение Госнадзорохрантруда.

5.7.1.5 На электростанции (энергообъекте) должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий, исключающих аварийные остановы и отказы оборудования.

5.7.1.6 Технические документы, в которых регистрируются результаты контроля, должны храниться в цехе до вывода оборудования из эксплуатации (до списания оборудования).

5.7.1.7 На электростанции (энергообъекте) должен проводиться входной контроль металла, включая пооперационный, с целью определения технического уровня поставляемых узлов и деталей, влияющих на надежность и безопасность оборудования, а также получения данных для сравнительной оценки состояния основного и наплавленного металла до ввода оборудования в эксплуатацию и при последующем эксплуатационном контроле, а также для оценки их соответствия техническим условиям и действующим НД.

5.7.1.8 Входному контролю подлежит металл вводимых теплоэнергетических установок, а также впервые устанавливаемых при ремонте эксплуатируемого оборудования узлов и деталей. Методы и объемы входного контроля металла определяются ГКД 34.25.301 ‗‗Котлы, турбины и трубопроводы ТЭС. Положение о входном контроле металла теплоэнергетического оборудования с давлением 9 МПа и выше‘‘.

5.7.1.9 Эксплуатационный контроль должен быть организован для оценки изменения состояния металла элементов оборудования и проверки его пригодности к дальнейшей эксплуатации в пределах нормативного срока службы (паркового ресурса).

5.7.1.10 При проведении эксплуатационного контроля металла должны измеряться остаточная деформация и толщина стенок нагруженных внутренним давлением деталей, работающих в условиях ползучести или эрозионного износа, а также в коррозионной среде. Кроме того, должны контролироваться механические свойства и сплошность основного и наплавленного металла.

Объем и периодичность эксплуатационного контроля основного оборудования ТЭС регламентированы ГКД 34.17.401.

5.7.1.11 Измерения остаточной деформации (при необходимости с проверкой скорости ползучести) должны быть организованы на высокотемпературных, с рабочей температурой выше 450 о С, прямых трубах, прямых участках гибов и коллекторах с наружным диаметром более 100 мм.

К высокотемпературным также относятся гибы паропроводов из углеродистой стали с рабочей температурой выше 400 о С при расчетных напряжениях от внутреннего давления согласно ОСТ 108.031.08 и ОСТ 108.031.09 более 50% от допускаемого значения или наработке сверх паркового ресурса.

Контроль остаточной деформации осевых каналов роторов высокого давления (РВД) и роторов среднего давления (РСД) турбин ЛМЗ и УТМЗ с рабочей температурой пара 530о С и выше производится при диаметре канала 70 мм и выше.

5.7.1.12 Для измерения толщины стенки и оценки сплошности металла должны применяться, как правило, неразрушающие методы контроля (внешний осмотр, ультразвуковая, магнитопорошковая и цветная дефектоскопия, гамма-дефектоскопия и т.п.).

5.7.1.13 Основным критерием необходимости детального обследования состояния металла (технического диагностирования) и определения возможности дальнейшей надѐжной его эксплуатации является наработка паркового ресурса.

Парковый ресурс для основных узлов и деталей, определяющих длительность эксплуатации оборудования (барабаны и коллектора котлов; гибы общестанционных, внутрикотельных и внутритурбинных трубопроводов; роторы, цилиндры и корпуса стопорно-регулирующих клапанов турбин, сосуды большого объѐма, эксплуатируемые под давлением), должен устанавливаться (уточняться) с учетом фактических размеров и параметров среды (Приложение А) в следующих случаях:

отсутствия в проектной документации указанных сведений; несоответствия указанных сведений конкретным указаниям Приложения А; несоответствия условий эксплуатации (параметров среды) вышеуказанных узлов и деталей проектным или отклонений их размеров от проектных, если это приводит к сокращению расчетного или паркового ресурса; выявления повреждений из-за исчерпания ресурса в ходе эксплуатации,

ускоренной ползучести или износа по данным эксплуатационного контроля.

Сведения о парковых, расчетных ресурсах или расчетных сроках службы оборудования и трубопроводов для проектных размеров и условий эксплуатации должны быть приведены в проектной документации.

Для однотипных деталей, с наиболее высокими параметрами среды или минимальными толщинами стенок, индивидуальные парковые ресурсы определяются на основании Приложения А.

Результаты определения или уточнения парковых ресурсов должны быть занесены в паспорт оборудования (трубопровода). Если они превышают проектные или указанные в НД, то способ их определения и величины необходимо согласовать с ОРГРЭС.

5.7.1.14 Допускается смещение сроков выполнения технического диагностирования каждой детали в большую или меньшую сторону до 10 % от продолжительности индивидуального паркового ресурса. Для деталей с предусмотренным контролем микроповреждаемости, смещение сроков выполнения технического диагностирования не должно превышать 5 % от продолжительности индивидуального паркового ресурса.

При невозможности соблюдения указанных требований для деталей одного котла или трубопровода из-за разброса индивидуальных парковых ресурсов при проведении одновременного технического диагностирования агрегата в целом, техническое диагностирование должно выполняться в ходе нескольких плановых ремонтов поочерѐдно, по мере исчерпания индивидуальных парковых ресурсов конкретных деталей.

Досрочное выполнение технического диагностирования оборудования в целом или отдельных его деталей ранее исчерпания паркового ресурса необходимо в случаях:

длительной эксплуатации оборудования (трубопровода) с отличающимися от проектных параметрами, если это приводит к снижению паркового ресурса более чем на 5

%; наличия в составе оборудования и трубопроводов (кроме случаев, когда изменение параметров было учтено при уточнении паркового ресурса, согласно 5.7.1.13), узлов и деталей с индивидуальным парковым ресурсом меньшим проектного или уточнѐнного - более, чем на 5 %; при выявлении неустранимых в ходе ремонтов дефектов;

при выявлении в ходе эксплуатации неоднократных однотипных повреждений;

при неудовлетворительных характеристиках металла по результатам

эксплуатационного контроля; при достижении пластической деформации, превышающей половину допустимой

для высокотемпературных деталей;

многочисленных или длительных нарушениях норм ВХО или требований П 34-70005 ‗‗Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа‘‘ для водоопускных труб котлов по решению экспертно-технических комиссий (ЭТК), создаваемых при энергетических компаниях, в состав которых входят представители энергообъектов.

5.7.1.15 Допустимость и условия дальнейшей эксплуатации деталей, исчерпавших парковый ресурс, а также в случаях неудовлетворительных результатов эксплуатационного контроля или выявления повреждений, которые не могут быть устранены ремонтом, определяются ЭТК.

Для уточнения парковых ресурсов и технического диагностирования могут привлекаться в качестве исполнителей или консультантов специализированные организации, имеющие соответствующие разрешения Госнадзорохрантруда и опыт применения современных методов диагностирования и расчетной оценки прочности при длительной эксплуатации в объѐме действующих НД.

5.7.1.16 Экспертно-техническая комиссия рассматривает:

- программу технического диагностирования конкретного агрегата;

- результаты технического диагностирования и эксплуатационного контроля деталей и узлов, указанных в 5.7.1.17 и 5.7.1.19, а также эксплуатационного контроля однотипных по конструкции и условиям работы деталей (узлов) за весь срок эксплуатации и в ходе ремонтов;

- нормативную документацию по критериям допустимости дальнейшей

эксплуатации исчерпавших парковый ресурс или дефектных деталей;

- централизованную информацию по опыту эксплуатации аналогичных деталей (узлов) на других ТЭС.

По результатам рассмотрения ЭТК принимает решение:

- по продлению эксплуатации вышеуказанных деталей (узлов) в полном или частичном объѐме, при необходимости - с дополнительным контролем;

- по продлению эксплуатации с предварительным ремонтом;

- о полной или частичной замене деталей (узлов), не удовлетворяющих требованиям

5.7.1.17, 5.7.1.19 и 5.7.1.20.

Решения ЭТК о продлении срока службы оборудования и трубопроводов сверх паркового ресурса или с неустранѐнными дефектами должны быть согласованы с ОРГРЭС.

5.7.1.17 При техническом диагностировании для деталей, работающих в условиях ползучести, выполняются:

а) расчетное уточнение паркового ресурса или допустимого продления срока

эксплуатации наиболее нагруженных элементов с учѐтом фактических условий работы.

Расчеты парковых ресурсов или допустимого продления срока эксплуатации выполняются специализированными организациями для следующих элементов паровых турбин:

- цельнокованных РВД и РСД. До разработки соответствующих программ для ЭВМ допускается использование расчетов для проектных условий эксплуатации и данных по опыту эксплуатации однотипных турбин;

- корпусных деталей ЦВД, ЦСД, корпусов СК и РК. Расчеты должны выполняться в случаях выявления неустранимых при ремонте дефектов и невозможности замены или количестве пусков больше проектного.

Для гибов паропроводов индивидуальные парковые ресурсы уточняются согласно Приложению А с учѐтом усредненных параметров пара за весь срок эксплуатации и фактической толщины растянутой зоны на время выполнения технического

диагностирования;

б) контроль сплошности металла гибов, сварных соединений и радиусных переходов

литых деталей в объеме требований ГКД 34.17.401;

в) анализ данных проведенных измерений ползучести за всѐ время эксплуатации;

г) контроль твердости металла гнутых зон гибов, сварных соединений и литых

деталей;

д) контроль фактической толщины стенок деталей, нагруженных внутренним давлением. Для гибов, исчерпавших индивидуальный парковый ресурс или с пластической деформацией свыше 0,4 %, контроль твердости металла - 100 % гибов;

е) выборочный неразрушающий контроль начала растрескивания в наиболее нагруженных зонах и зонах повышенной ползучести (контроль микроповреждаемости методом реплик). Для однотипных деталей с одинаковыми условиями эксплуатации выборочный контроль микроповреждаемости выполняется на деталях с наименьшей фактической толщиной стенки и наибольшей пластической деформацией, кроме того контроль микроповреждаемости необходим для гибов паропроводов с овальностью выше допустимой или менее 2 %;

ж) оценка степени графитизации сварных соединений деталей из углеродистой

стали;

и) проверка дополнительных критериев допустимости продолжения эксплуатации металла корпусных деталей и роторов турбин согласно ГКД 34.17.401 (разделы 6, 7 и приложение А), при необходимости - дополнительно согласно РД 10-262.

При сомнительных результатах контроля вышеуказанными методами рекомендуется выборочный разрушающий контроль по вырезкам. Для гибов паропроводов результаты контроля по вырезке представительны только для вырезок из гнутой зоны.

5.7.1.18 Эксплуатация высокотемпературных деталей (кроме поверхностей нагрева) после исчерпания индивидуального паркового ресурса и проведения технического диагностирования допускается при выполнении следующих условий:

- допустимых величине и скорости пластической деформации по предыдущему циклу контроля;

- удовлетворительных результатах контроля микроповреждаемости и сплошности;

- твердости гнутых зон гибов, наплавленного металла и околошовных зон сварных соединений и характеристиках металла высокотемпературных деталей турбин, удовлетворяющих требованиям ГКД 34.17.401;

- степени графитизации сварных соединений деталей из углеродистой стали согласно ОСТ 34.70.690 ‗‗Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации‘‘ не более 1 балла.

Для деталей, для которых действующими НД или проектом контроль пластической деформации и микроповреждаемости не предусмотрен, продление эксплуатации допускается при удовлетворительных результатах эксплуатационного контроля и технического диагностирования на основании расчета, выполняемого специализированной организацией, и дополнительных критериев возможности продления согласно 5.7.1.17.

Для гибов высокотемпературного паропровода продление срока службы сверх индивидуального паркового ресурса определяется по гибам с наименьшим индивидуальным парковоым ресурсом или с пластической деформацией свыше 0,4 % при удовлетворительных результатах выборочного контроля микроповреждаемости не менее трѐх из указанных гибов.

Трещины любого вида на гибах и сварных соединениях паропроводов не допускаются.

В случаях неудовлетворительных результатов контроля микроповреждаемости (балл 4 и выше по ОСТ 34.70.690) на одном из проверенных гибов паропровода или наличия информации о повреждениях однотипных по конструкции, параметрам пара и наработке гибов с признаками исчерпания ресурса на других ТЭС, контроль микроповреждаемости должен выполняться на всех однотипных гибах, где остаточная деформация превысила 0,4% или индивидуальный парковый ресурс близок к фактической наработке.

При выявлении на гибах паропроводов микроповреждаемости выше балла 3 по ОСТ 34.70.690 продление допускается по согласованию с ОРГРЭС.

Критерии допустимости продолжения эксплуатации роторов и корпусных деталей паровых турбин приведены в РД 10-262 (раздел 6).

5.7.1.19 При техническом диагностировании низкотемпературных (без ползучести) деталей котлов и трубопроводов должны выполняться:

- уточнение расположения зон наибольшего коррозионного и эрозионного износа и значений минимальных толщин стенок деталей в этих зонах и однотипных деталей в других зонах;

- выборочная проверка соответствия прочностных и пластических характеристик металла в холодном состоянии требованиям ТУ или НД;

- расчетное определение напряжений от внутреннего давления согласно ОСТ 108.031.09 в зонах минимальной толщины и допустимости их с учетом фактических характеристик металла (коэффициент запаса прочности по пределу текучести не менее

1,5);

- расчетное или экспериментальное определение зон расположения наибольших циклических напряжений и допускаемых значений их в зависимости от количества циклов согласно РТМ 24.038.08 ‗‗Расчѐт трубопроводов энергетических установок на прочность‘‘ и РТМ 24.038.11 ‗‗Расчѐт прочности трубопроводов энергоустановок для условий нестационарных температурных режимов‘‘;

- контроль сплошности металла гибов трубопроводов и сварных соединений в объѐме требований ГКД 34.17.401 (приложение А) с увеличением объѐма при негативных результатах эксплуатационного контроля;

- контроль сплошности деталей турбин в объѐме требований ГКД 34.17.401 (приложение А) по согласованию со специализированными организациями;

- при количестве циклов ‗‗пуск-останов‘‘ свыше 1000 или выявлении усталостных повреждений при эксплуатационном контроле - 100% контроль сплошности (УЗД и МПД) гибов и нагруженных внутренним давлением сварных соединений (кроме стыковых соединений ‗‗труба с трубой‘‘) в зонах, где амплитуда расчетных циклических напряжений превышает 80 % максимального значения. В зонах с меньшими амплитудами циклических напряжений объем контроля устанавливается ЭТК с учѐтом результатов контроля зон с высокими напряжениями;

- внешний осмотр и гидравлические испытания ;

- для трубопроводов, эксплуатируемых с повышенной вибрацией, указанных в 8.8.1.6, –контроль сплошности металла гибов и сварных соединений в зонах максимальных напряжений.

Для барабанов котлов методы и объемы технического диагностирования рекомендуется принимать согласно РД 34.17.442.

Для водоопускных труб котлов порядок эксплуатационного контроля и диагностирования определяется согласно П 34-70-005. При неудовлетворительной надежности гибов в ходе предыдущей эксплуатации необходима замена их на гибы с утолщенной стенкой согласно указаниям П 34-70-005.

5.7.1.20 Продолжение эксплуатации низкотемператных деталей котлов (кроме поверхностей нагрева) и трубопроводов после наработки паркового ресурса и проведения технического диагностирования допускается при выполнении следующих условий:

- минимальной фактической толщине стенки при соответствии качества металла требованиям НД – не менее 90 % проектной. При толщине стенки менее 90 % проектной продолжение эксплуатации допускается только при удовлетворительных результатах проверочного расчѐта на прочность от внутреннего давления согласно ОСТ 108.031.08 и ОСТ 108.031.09 с учетом фактических параметров и минимальных значений толщины стенки;

- удовлетворительных результатах контроля сплошности, включая указанные в 5.7.1.19 зоны высоких усталостных нагрузок;

- глубине продольных дефектов на наружной и внутренней поверхностях гибов не более 2 мм или 10 % толщины стенки;

- отсутствии трещин на недоступных для осмотра и ремонта внутренних поверхностях прямых труб, гибов и продольных швах труб; на наружных поверхностях гибов и продольных швов трещины должны быть устранены;

- выполнении дополнительных требований для трубопроводов питательной воды согласно РД 10-262 (раздел 6).

В случаях снижения прочностных характеристик металла ниже требований НД, но сохранении удовлетворительных пластических характеристик и ударной вязкости, продолжение эксплуатации с проектными параметрами допускается при удовлетворительных результатах проверочного расчѐта на прочность от внутреннего давления (запас прочности относительно фактического предела текучести не менее 1,5) и удовлетворении требованиям П 34-70-005.

Для барабанов котлов условия допустимости продолжения эксплуатации сверх паркового ресурса приведены в РД 10-262 (раздел 6).

Для водоопускных труб котлов условия допустимости продолжения эксплуатации приведены в П 34-70-005.

5.7.1.21 Объѐм и методы диагностирования низкотемпературных деталей паровых турбин устанавливаются ГКД 34.17.401 (раздел 7, приложение А).

Допустимость продления эксплуатации низкотемпературных деталей паровых турбин с дефектами, при невозможности устранения дефектов или замены дефектных деталей в ходе ремонта, определяется специализированной организацией.

5.7.1.22 При техническом диагностировании нагруженных давлением деталей низкотемпературных сосудов, где возможен внутренний осмотр, должны выполняться:

- обследование внутренней поверхности сосуда с определением максимальной глубины коррозионного и эрозионного износа;

- УЗД и МПД нагруженных внутренним давлением сварных соединений корпуса и днища;

- выборка трещин абразивом на всю глубину с последующим контролем МПД или

ЦД;

- определение фактической овальности обечаек;

- обследование и контроль УЗД или МПД вмятин и выпучин;

- определение механических свойств материала по испытаниям образцов из вырезки;

- расчѐт на прочность корпуса и днища с учѐтом фактических параметров, минимальной толщины стенки и местных утонений согласно ГОСТ 14249 ‗‗Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность‘‘ или ОСТ 108.031.08 и ОСТ 108.031.09;

- расчѐт на усталость согласно ГОСТ 25859 ‗‗Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках‘‘ при количестве циклов нагружения более 1000 или эксплуатации с частыми колебаниями давления более 15% номинального или выявлении усталостных повреждений;

- освидетельствование и гидравлическое испытание согласно ДНАОП 0.00-1.07.

Для деаэраторов повышенного давления дополнительно должны быть выполнены требования ГКД 34.17.404 ‗‗Техническое диагностирование и продление эксплуатации оборудования тепловых электростанций. Деаэраторы с давлением среды 0,6 МПа и выше‖.

Для корпусов ПВД и ПНД дополнительно должны быть выполнены требования РД 34.17.428 ‗‗Положение о порядке продления срока эксплуатации корпусов ПВД и ПНД свыше 30 лет‘‘.

Критерии допустимости дальнейшей эксплуатации деаэраторов и корпусов ПВД и ПНД при проектных параметрах:

- фактическая толщина корпуса в местах коррозионных язвин не менее 90% проектной (при соответствии характеристик металла требованиям НД);

- отсутствие трещин, непроваров, выпучин и вмятин с дефектами сплошности;

- твердость металла в интервале НВ110’НВ180;

- овальность обечаек не выше допустимой (проектной);

- удовлетворительные результаты гидроиспытания согласно требованиям ДНАОП

0.00-1.07;

- удовлетворительные результаты проверочных расчетов прочности;

- фактическая толщина обечаек и днищ корпусов ПВД не менее указанной в РД 34.17.428.

5.7.1.23 Разрешение на продление срока эксплуатации оборудования, подведомственного Госнадзорохрантруда, сверх паркового ресурса на основании результатов технического диагностирования и решения ЭТК выдается местной инспекцией Госнадзорохрантруда с записью в паспорте оборудования.

5.7.1.24 Для высокотемператрных деталей котлов и паропроводов с наработкой сверх индивидуального паркового ресурса или пластической деформацией, превышающей 50% допустимой, при удовлетворительных результатах технического диагностирования эксплуатационный контроль металла в ходе дальнейшей эксплуатации выполняется со следующими особенностями:

а) контроль остаточной деформации должен выполняться для прямых труб не более, чем через 50000 ч; для прямых участков гибов, где контроль микроповреждаемости отсутствует, – не более, чем через 25000 ч;

б) для гибов, где при техническом диагностировании выполнялся контроль микроповреждаемости, интервал до повторного контроля микроповреждаемости в местах выполнения предыдущего (с повторной полировкой) определяется в зависимости от балла микроповреждаемости по результатам предыдущего контроля, но не более 25 000 ч; контроль пластической деформации для этих гибов выполняется одновременно с повторным контролем микроповреждаемости;

в) для деталей, где индивидуальный парковый ресурс на время выполнения технического диагностирования наименее долговечных деталей не исчерпан и величина пластической деформации не превышает 50 % допустимой, эксплуатационный контроль выполнять в соответствии с ГКД 34.17.401 (приложение А) до времени исчерпания индивидуального ресурса или увеличения пластической деформации до 50% допустимой. После этого допустимость дальнейшей эксплуатации указанных деталей определяется ЭТК по результатам технического диагностирования в соответствии с 5.7.1.17, а эксплуатационный контроль в случае продолжения эксплуатации выполняется в соответствии с указаниями перечислений а) и б) (дополнительно к тем деталям, где повышенные требования к контролю были установлены по результатам предыдущего диагностирования);

г) контроль сплошности деталей с наработкой менее индивидуального паркового ресурса, включая радиусные переходы литья и сварные соединения, выполняться в объѐме требований ГКД 34.17.401 (приложение А); для деталей с наработкой выше индивидуального паркового ресурса, с повышенной ползучестью или выявлением в ходе предыдущей эксплуатации неоднократных повреждений, периодичность контроля должна быть сокращена до 25000 ч;

д) контроль минимальной толщины стенки растянутой зоны и твѐрдости гнутой зоны гибов паропроводов выполняется соответственно для трѐх гибов каждого паропровода с минимальными толщинами стенок через каждые 50000 ч и трѐх гибов с наименьшей твѐрдостью через каждые 100000 ч после проведения технического диагностирования.

Объѐм контроля, кроме указанного в перечислениях а), б), в), г) и д), должен соответствовать требованиям ГКД 34.17.401 (приложение А).

Детали, которые не удовлетворяют требованиям 5.7.1.18, к дальнейшей эксплуатации не допускаются. Кроме того, не допускается продолжение эксплуатации:

- деталей, где выявлены неустранимые в ходе ремонта дефекты;

- паропроводных гибов с увеличением скорости роста пластической деформации относительно установившегося ранее значения.

Допустимость продолжения эксплуатации должна быть согласована с ОРГРЭС в случаях:

- наработки гибами паропроводов свыше 1,5 индивидуального паркового ресурса;

- общей продолжительносьти эксплуатации свыше 400000 ч;

- снижения твѐрдости металла, включая литые детали, ниже минимального значения согласно НД,

Требования перечислений а) - д) остаются в силе для дальнейшей эксплуатации при удовлетворительных результатах повторного контроля пластической деформации и микроповреждаемости. При этом результаты повторного контроля пластической деформации и микроповреждаемости используются для очередного цикла контроля в качестве результатов предыдущего.

Требования по методам, объѐму и периодичности контроля высокотемпературных деталей паровых турбин приведены в ГКД 34.17.401 (приложение А). При наработке по времени или количеству циклов, превышающей парковый ресурс, или выявлении неустранимых повреждений, требования по последующему контролю должны быть согласованы со специализированной организацией.

5.7.1.25 При удовлетворительных результатах технического диагностирования и продолжении эксплуатации низкотемпературных деталей котлов и трубопроводов эксплуатационный контроль металла выполняется со следующими особенностями:

- ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) деталей с наибольшим коррозионным и эрозионным износом по данным технического диагностирования, со сроком выполнения – не позднее снижения толщины стенки до минимально допустимой согласно 5.7.1.20 по расчѐту из условия равномерной скорости утонения по данным эксплуатационного контроля и технического диагностирования;

- 100% контроль сплошности гибов и сварных соединений трубопроводов в зонах повышенных циклических нагрузок (5.7.1.19), кроме стыковых соединений ‗‗труба с трубой‘‘, после наработки 1000 циклов ‗‗пуск-останов‘‘, где ранее такой контроль не выполнялся. Если такой контроль ранее выполнялся, то повторный контроль должен производиться после полуторакратной наработки количества циклов по отношению к предыдущему контролю. В случаях выявления при предыдущем или эксплуатационном контроле усталостных повреждений в зонах повышенных нагрузок количество циклов, при котором должен выполняться повторный контроль, устанавливается ЭТК;

- контроль сплошности гибов и сварных соединений трубопроводов согласно требованиям ГКД 34.17.401 (приложение А). Для деталей с выявлением в ходе технического диагностирования значительного количества повреждений объѐм контроля увеличивается, а периодичность его сокращается согласно решению ЭТК;

- выборочный контроль соответствия прочностных и пластических характеристик металла в холодном состоянии требованиям НД выполняется одновременно с контролем сплошности гибов и сварных соединений в зонах повышенных циклических нагрузок, но не позднее полуторакратной наработки в часах на время выполнения предыдущего контроля;

- в случаях продления эксплуатации деталей без устранения допустимых согласно 5.7.1.20 дефектов, требования по периодичности контроля их развития должны быть установлены ЭТК.

Объѐм контроля, кроме вышеуказанного, должен соответствовать требованиям ГКД

34.17.401 (приложение А).

Детали, которые не удовлетворяют требованиям 5.7.1.20, к дальнейшей эксплуатации не допускаются. Кроме того, не допускается продолжение эксплуатации деталей, у которых выявлено:

- увеличение размеров дефектов, не устранѐнных в ходе предыдущего ремонта;

- неустранимые в ходе ремонта нарушения сплошности, включая дефекты в недоступных для осмотра и ремонта зонах, с предельными размерами согласно 5.7.1.20;

- снижение пластических характеристик и ударной вязкости менее минимально допустимых значений согласно НД;

- снижение прочностных характеристик, приводящее к уменьшению запасов прочности по напряжениям от внутреннего давления ниже минимально допустимых значений согласно ОСТ 108.031.08 (раздел 5).

Требования по объѐму, периодичности и методам контроля низкотемпературных деталей паровых турбин приведены в ГКД 34.17.401 (раздел 7, приложение А).

Требования к состоянию металла сосудов для продолжения эксплуатации, при удовлетворительных результатах технического диагностирования, приведены в 5.7.1.22.

5.7.2 Контроль состояния металла на АЭС

5.7.2.1 Для обеспечения надѐжности и безопасности работы тепломеханического оборудования и трубопроводов АЭС, предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами изготовления деталей, а также развитием эрозии, коррозии, снижением прочностных характеристик металла и сварных соединений в процессе эксплуатации, должен быть организован контроль за состоянием основного, наплавленного металла и сварных соединений.

5.7.2.2 Контроль состояния металла подразделяется на предэксплуатационный, периодический, внеочередной.

Предэксплуатационный контроль проводится до ввода оборудования и трубопроводов в эксплуатацию с целью определения исходного состояния металла в соответствии с требованиями НД, регистрации допустимых повреждений (несплошностей) для наблюдения за ними в процессе эксплуатации, выявления дефектов изготовления и монтажа.

Периодический контроль проводится в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов с целью выявления и регистрации повреждений, изменения физикомеханических свойств и структуры металла, а также оценки его состояния.

Внеочередной контроль выполняется в соответствии с требованиями НД по контролю за состоянием металла оборудования и трубопроводов АЭС, по решению администрации АЭС, эксплуатирующей организации или органов государственного надзора.

5.7.2.3 Конкретный перечень оборудования и трубопроводов, подлежащих контролю, устанавливается типовыми программами контроля, разрабатываемыми эксплуатирующей организацией.

Типовые программы должны быть согласованы с основным разработчиком проекта АЭС, разработчиком РУ и органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности Украины.

5.7.2.4 Типовая программа контроля металла должна составляться для каждого типа энергоблока и устанавливать конкретные виды оборудования и трубопроводов, виды и методики контроля по зонам, периодичность и объѐм контроля с указанием специальных средств контроля и критериев оценки результатов контроля, перечень и места установки образцов-свидетелей с указанием характеристик определяемых по этим образцам.

5.7.2.5 Перечень характеристик, определяемых по образцам-свидетелям, места их установки в оборудовании и трубопроводах, а также программа испытаний должны быть разработаны (или указаны) конструкторской (проектной) организацией.

Количество образцов-свидетелей должно быть таким, чтобы можно было четко установить зависимость измеряемых характеристик от флюенса нейтронов.

5.7.2.6 На основании типовой программы контроля металла на АЭС, подразделением контроля металла совместно с подразделением-владельцем оборудования должны быть разработаны рабочие программы контроля металла для каждого энергоблока с конкретными перечнями контролируемого оборудования и трубопроводов, видов и количества образцов-свидетелей с указанием зон их размещения, описания (или ссылки на соответствующие документы) методик контроля, способов обработки результатов и отчетной документации, необходимых организационно-технических мероприятий и требований по охране труда.

Для обоснованного определения ресурса металла оборудования и трубопроводов, подверженных незначительным нейтронным облучениям, в проектной документации должны быть приведены сведения по расчетным рабочим и циклическим напряжениям в металле и их распределению по объѐмной конфигурации деталей оборудования и длине трубопроводов.

Указанная рабочая программа утверждается техническим руководителем АЭС.

5.7.2.7 Контроль за состоянием металла должен осуществляться персоналом подразделения контроля металла АЭС совместно с персоналом цехов, в ведении которого находится соответствующее оборудование. Для выполнения работ могут привлекаться специализированные организации.

Результаты контроля должны регистрироваться в протоколах, заключениях или актах, являющихся отчетной документацией по контролю.

5.7.2.8 Ответственность за проведение контроля металла в соответствии с требованиями НД несет администрация АЭС.

5.7.2.9 На АЭС должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий, исключающих аварийные остановы и отказы оборудования.

5.7.2.10 Документация по контролю за состоянием металла должна храниться на АЭС в течение всего срока эксплуатации оборудования и трубопроводов.

5.7.2.11 Для пуско-резервных котельных требования по контролю состояния металла принимаются согласно 5.7.1.

5.8 Техническая документация

5.8.1 На каждом энергообъекте, энергопредприятии должны быть следующие документы:

- акты отвода земельных участков;

- геологические, гидрогеологические, геодезические и другие данные о территории с результатами испытаний грунтов и анализа грунтовых вод;

- акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

- акты приемки скрытых работ;

- акты (или журналы наблюдений) об осадках зданий, сооружений и фундаментов под оборудование;

- акты испытания устройств, обеспечивающих взрывобезопасность, пожаробезопасность, молниезащиту и противокоррозионную защиту сооружений;

- акты испытаний внутренних и наружных систем водоснабжения, пожарного водопровода, канализации, газоснабжения, теплоснабжения, отопления и вентиляции;

- акты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов;

- акты Государственной приемочной комиссии (для объектов государственной формы собственности) или Государственной технической приемочной комиссии (для объектов негосударственной формы собственности) и рабочих приемочных комиссий;

- акт о праве собственности на недвижимое имущество;

- генеральный план участка с нанесением зданий и сооружений, включая подземное хозяйство;

- утвержденная проектная документация (технический проект, чертежи, пояснительные записки и т.п.) со всеми последующими изменениями;

- технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлов, природоохранных установок и сооружений, оборудования;

- исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружений, чертежи всего подземного хозяйства;

- исполнительные рабочие схемы электрических первичных и вторичных соединений и соединений СИТ;

- оперативные рабочие технологические схемы;

- чертежи запасных частей к оборудованию;

- инструкции по эксплуатации оборудования и сооружений, должностные инструкции для каждой должности и специальности;

- оперативный план и карточки пожаротушения;

- инструкции по пожарной безопасности;

- документация в соответствии с требованиями органов Государственного регулирования и надзора;

- инструкции по охране труда;

- материалы по расследованию технологических нарушений в работе;

- отчеты по инвентаризации выбросов вредных веществ;

- разрешение на выбросы вредных веществ;

- план-график контроля вредных выбросов в атмосферу;

- разрешение на спецводопользование;

- разрешение на размещение отходов в окружающей природной среде;

- комплект НД, регламентирующий эксплуатацию оборудования, зданий, сооружений.

5.8.2 На АЭС должна быть следующая дополнительная документация:

- акты испытаний систем безопасности;

- акты испытаний устройств, обеспечивающих радиационную безопасность;

- инструкции (положения) по радиационной безопасности;

- планы мероприятий по защите персонала и населения в случае радиационной аварии;

- техническое обоснование безопасности (ТОБ);

- информация о дозах внешнего и внутреннего облучения персонала АЭС и прикомандированного персонала;

- технологический регламент (регламенты) по безопасной эксплуатации энергоблоков АЭС;

- регламент на техническое обслуживание и ремонт оборудования РУ и систем, важных для безопасности;

- паспорт на РУ, оформленный в Государственном комитете ядерного регулирования Украины;

- разрешение на эксплуатацию энергоблоков АЭС, выданное Государственным комитетом ядерного регулирования Украины;

- инструкции и графики проведения испытаний и проверок функционирования систем, важных для безопасности;

- программы и методики испытаний систем безопасности, систем и оборудования

РУ;

- перечень ядерно-опасных работ;

- комплект НД, регламентирующих эксплуатацию АЭС.

5.8.3 Комплект технической документации, указанной в 5.8.1 и 5.8.2, должен быть зарегистрирован и храниться на энергопредприятии в установленном порядке. При изменении собственника документация должна передаваться в полном комплекте новому владельцу, который обязан обеспечить еѐ постоянное хранение.

Комплект проектной документации АЭС: исполнительная документация на строительство АЭС, акты испытаний и исполнительная документация на техническое обслуживание и ремонт систем (элементов) безопасности и элементов, важных для безопасности и отнесенных к классам 1 и 2, должны сохраняться на АЭС на протяжении всего срока еѐ эксплуатации.

5.8.4 На каждом энергообъекте, энергопредприятии, энергокомпании и их подразделениях должен быть утвержденный техническим руководителем перечень инструкций, положений, схем, чертежей, технической документации.

Перечень должен пересматриваться не реже одного раза в 3 года.

5.8.5 На основном и вспомогательном оборудовании электростанций, ИТ и подстанций должны быть установлены заводские таблички с номинальными данными (параметрами) согласно государственному стандарту на это оборудование.

5.8.6 Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системы и секции шин, а также арматура, шибера газо- и воздухопроводов, должно быть промаркировано в соответствии с требованиями НД согласно проекту.

При наличии избирательной системы управления (ИСУ) нумерация арматуры по месту и на исполнительных схемах должна быть выполнена двойной с указанием номера, соответствующего оперативной схеме, и номера по ИСУ.

5.8.7 Обозначения и номера, нанесенные в натуре, должны соответствовать обозначениям и номерам на схемах.

5.8.8 Все изменения в оборудовании, схемах, выполняемые в процессе эксплуатации, должны быть внесены в схемы и чертежи немедленно за подписью ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

Информация об изменениях в инструкциях и схемах должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций и схем.

5.8.9 Технологические схемы (чертежи) должны проверяться на соответствие фактическим эксплуатационным не реже одного раза в 2 года с отметкой на них о проверке.

Сроки пересмотра инструкций по эксплуатации оборудования, перечни необходимых инструкций – один раз в 3 года.

Оперативные схемы должны ежегодно пересматриваться и утверждаться техническим руководителем согласно 13.6.5.

5.8.10 Комплекты необходимых схем должны находиться у дежурного диспетчера ЭЭС, тепловой и электрической сети, начальника смены электростанции (энергообъекта), начальника смены каждого цеха и энергоблока, дежурного подстанции, района тепловой и электрической сети, мастеров участков электрических сетей и мастера оперативновыездной бригады.

Форма хранения технической документации должна определяться техническим руководителем энергопредприятия.

Основные схемы должны быть вывешены на видном месте в помещении размещения оборудования.

5.8.11 Все рабочие места оперативного персонала должны быть снабжены согласно перечню необходимой эксплуатационной документацией, разработанной в соответствии с требованиями настоящих Правил на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других НД, опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий. Перечень и инструкции по эксплуатации оборудования должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта, энергопредприятия.

Инструкции системного значения должны быть составлены с учетом требований НЭК ‗‗Укрэнерго‘‘ и утверждены главным диспетчером ЭЭС.


Перечень инструкций системного и межсистемного значений определяется соответственно энергосистемой и НЭК ‗‗Укрэнерго‘‘.

5.8.12 В инструкциях по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, средств релейной защиты, телемеханики, связи и комплекса технических средств автоматической системы управления (АСУ) по каждой установке должны быть приведены:

- краткая характеристика оборудования установок, зданий и сооружений;

- описание работы схемы;

- критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы установки или комплекса установок;

- место установки датчиков и вторичных приборов СИТ, органов управления;

- порядок подготовки к пуску;

- порядок пуска, останова и режима работы оборудования, содержания зданий и сооружений во время нормальной эксплуатации;

- порядок обслуживания оборудования при нарушениях в работе и аварийных режимах;

- порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования, зданий и сооружений;

- требования по безопасности труда, взрыво- и пожаробезопасности, специфические для данной установки;

- мероприятия по обеспечению работоспособности оборудования, находящегося в резерве и готовности к пуску.

5.8.13 Должностные инструкции по каждому рабочему месту должны содержать разделы, предусмотренные методическими указаниями по составлению инструкций, в которых должны быть указаны:

- общие положения;

- перечень инструкций по эксплуатации оборудования и других НД, схем оборудования и устройств, знания которых обязательны для работников данной должности;

- права, обязанности и ответственность работника;

- взаимоотношения с вышестоящим, подчиненным и другим, связанным по работе персоналом;

- квалификационные требования.

Сроки пересмотра должностных инструкций определяются руководством энергопредприятия, но не реже одного раза в 3 года, а пересмотра положений о подразделении - не реже одного раза в 5 лет.

5.8.14 Инструкция по охране труда должна соответствовать требованиям Госнадзорохрантруда и разрабатываться в соответствии с ДНАОП 0.00-4.15 ‗‗Положение о разработке инструкций по охране труда‘‘ и разделом 5.12.

Инструкции для работ по охране труда с повышенной опасностью пересматриваются не реже одного раза в 3 года, а остальные инструкции не реже одного раза в 5 лет.

5.8.15 В случае изменения состояния или условий эксплуатации оборудования (систем) соответствующие дополнения должны быть внесены в инструкции по эксплуатации.

Информация об изменениях в инструкциях должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций. Изменения в инструкции заносятся в «Лист регистрации изменений (дополнений)».

5.8.16 У дежурного персонала должна находиться и вестись следующая оперативная документация в объеме, утвержденном техническим руководителем энергообъекта, энергопредприятия.

5.8.16.1 Диспетчер НЭК ‗‗Укрэнерго‘‘ (диспетчер ЭЭС):

оперативная исполнительная схема (схема-макет);

- оперативный журнал;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием;

- журнал или картотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управлении и ведении диспетчера;

- журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики; - карты уставок релейной защиты и автоматики; - журнал распоряжений.

5.8.16.2 Начальник смены электростанции:

- суточная оперативная исполнительная схема или схема-макет;

- оперативный журнал;

- журнал или картотека заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося в ведении диспетчера;

- журнал заявок техническому руководителю на вывод из работы оборудования, не находящегося в ведении диспетчера;

- журнал распоряжений;

- электронный журнал ценовых заявок.

5.8.16.3 Начальник смены энергоблока АЭС:

- проектные средства, активные фрагменты и мнемосхемы;

- карта уставок технологических защит и автоматики;

- оперативный журнал;

- журнал или картотека заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося в ведении диспетчера;

- журнал заявок техническому руководителю на вывод из работы оборудования, не находящегося в ведении диспетчера; - журнал распоряжений.

5.8.16.4 Начальник смены электроцеха:

- суточная оперативная исполнительная схема или схема-макет;

- оперативный журнал;

- журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики;

- карты уставок релейной защиты и автоматики;

- журнал распоряжений;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием; - журнал инструктажей оперативного персонала.

5.8.16.5 Начальники смен тепловых цехов:

- оперативная исполнительская схема основных трубопроводов;

- проектные средства, активные фрагменты и мнемосхемы (для АЭС); - оперативный журнал;

- журнал распоряжений;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием; - журнал инструктажей оперативного персонала; - карта уставок технологических защит и автоматики.

5.8.16.6 Начальник смены реакторного цеха, ведущий инженер управления блоками (ВИУБ):

- перечень (альбом алгоритмов) технологических защит и блокировок РУ;

- оперативный журнал;

- карта уставок технологических защит и автоматики РУ ;

- журнал распоряжений;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям; журнал инструктажей оперативного персонала.

5.8.16.7 Начальник смены цеха тепловой автоматики и измерений:

- оперативный журнал;

- журнал технологических защит и автоматики и журнал технических средств АСУ;

- карта уставок технологических защит и сигнализации и карты заданий авторегуляторам;

- журнал распоряжений;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием;

- графики опробования технологических защит, блокировок и сигнализации; - журнал учета работы технологических защит;

- журнал инструктажей оперативного персонала.

5.8.16.8 Начальник смены отдела (службы, цеха) радиационной безопасности:

- оперативный журнал;

- протоколы передачи смены (чек-листы);

- карты уставок сигнализации систем радиационного контроля;

- схемы дозиметрического и технологического радиационного контроля;

- журнал распоряжений;

- ведомости- рапорта основных параметров радиационной обстановки;

- журнал учета выбросов в венттрубы энергоблоков и спецкорпуса;

- журнал учета измерений активности проб жидкостей;

- журнал учета доз оперативного персонала;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям;

- журнал учета работ по дозиметрическим нарядам;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием; - журнал инструктажей оперативного персонала.

5.8.16.9 Начальник смены химического цеха:

- оперативные исполнительные схемы водоподготовительных установок и систем организации водно-химического режима;

- оперативный журнал;

- журнал распоряжений;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием; - журнал инструктажей оперативного персонала.

5.8.16.10 Дежурный подстанции с постоянным дежурством, диспетчер районной сети:

- суточная оперативная схема или мнемосхема (схема-макет);

- оперативный журнал;

- журнал заявок на вывод из работы оборудования;

- журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики; - карты уставок релейной защиты и автоматики;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям; - журнал дефектов и неполадок с оборудованием.

5.8.16.11 Диспетчер теплосети:

- оперативная исполнительная схема трубопроводов;

- оперативный журнал;

- журнал заявок на вывод из работы оборудования; - температурные и пьезометрические графики работы сетей; - журнал распоряжений.

- журнал дефектов и неполадок оборудования.

5.8.16.12 Дежурный инженер района тепловой сети:

- оперативная исполнительная схема; оперативный журнал;


- журнал заявок на вывод из работы оборудования; - журнал дефектов и неполадок с оборудованием; - журнал учета работы по нарядам и распоряжениям.

5.8.16.13 Диспетчер ВЭС:

- оперативная исполнительная схема;

- оперативный журнал;

- журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики;

- карты уставок релейной защиты и автоматики;

- журнал распоряжений;

- журнал учета работы по нарядам и распоряжениям;

- журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием;

- журнал заявок диспетчеру энергосистемы;

- журнал местных заявок на вывод оборудования из работы.

5.8.16.14 В зависимости от местных условий объем оперативной документации (п.п.5.8.16.1-5.8.16.13) может быть изменен или дополнен по решению технического руководителя энергопредприятия или энергообъединения.

5.8.17 На рабочих местах оперативного персонала в цехах электростанции, на щитах управления с постоянным дежурством персонала, на диспетчерских пунктах должны вестись суточные ведомости по формам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта, энергопредприятия.

Оперативная документация может вестись с помощью компьютеров при условии обеспечения сохранности в нормативные сроки и запрета несанкционированного изменения.

5.8.18 Оперативную документацию ежедневно, в том числе и за выходные дни с записью о принятых мерах, должен просматривать административно-технический персонал и принимать необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала.

Периодичность просмотра оперативной документации удаленных объектов (подстанций) определяет технический руководитель энергопредприятия.

5.8.19 Диспетчерские пункты энергокомпаний, сетевых предприятий и районов, главные и блочные щиты управления электростанций должны быть оборудованы устройствами автоматической звуковой (магнитной) записи всех оперативных переговоров, проводимых с использованием средств связи, в частности ПЭВМ.

5.8.20 Оперативная документация, диаграммы регистрирующих СИТ, магнитные записи оперативно-диспетчерских переговоров и выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом АСУ, относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке:

- ленты с записями показаний регистрирующих приборов 3 года;

- распечатки основных параметров радиационной обстановки – 50 лет;

- магнитофонные записи оперативных переговоров в нормальных условиях – 10 суток, если не поступит указание о продлении срока;

- магнитофонные записи оперативных переговоров при технологических нарушениях в работе - 3 месяца, если не поступит указание о продлении срока.

5.8.21 Срок действия распоряжений для оперативного персонала определяется порядком, установленным на энергообъекте, энергопредприятии или распоряжением, его отменяющим.

5.8.22 На всех уровнях структуры Минтопэнерго Украины, энергокомпаниях, энергообъектах, энергопредприятиях должен быть создан банк технической информации на базе компьютерной техники. Содержание банка данных, периодичность пополнения, права доступа определяются положениями, разработанными и утвержденными техническими руководителями соответствующих структур.

5.9 Стандартизация, сертификация, лицензирование и система управления качеством.

5.9.1 Стандартизация

5.9.1.1 Стандартизация при осуществлении технической эксплуатации электрических станций и сетей заключается, в основном, в применении и соблюдении требований НД по стандартизации.

5.9.1.2 Согласно ДСТУ 1.1 "Государственная система стандартизации. Стандартизация и смежные виды деятельности. Термины и определения основных понятий" термин "нормативный документ" охватывает такие понятия (виды документов):

- стандарт;

- технические условия;

- технический регламент;

- свод правил (правила, руководство).

Указанные нормативные документы содержат обязательные и рекомендуемые положения.

К исполнению обязательных положений (требований) НД обязывает закон или регламент.

5.9.1.3 Согласно Закону Украины " О стандартизации" технические регламенты и другие нормативно-правовые акты устанавливают в качестве обязательных требования, исполнение которых обеспечивает:

- защиту жизни, здоровья и имущества человека;

- защиту животных и растений;

- охрану окружающей среды;

- безопасность продукции, процессов и услуг;

- предупреждение обмана относительно назначения и безопасности продукции;

- ликвидацию угрозы национальной безопасности;

- соблюдение методик выполнения измерений, подлежащих государственному метрологическому контролю и надзору.

5.9.1.4 В случае возникновения объективных препятствий для исполнения определенных обязательных требований НД по стандартизации необходимо проинформировать об этом центральный орган исполнительной власти в сфере стандартизации или другой орган в соответствии с Р50-063 "Рекомендации. Типовое положение о службах стандартизации".

5.9.2 Сертификация

5.9.2.1 Согласно ДСТУ 2462 "Сертификация. Основные понятия. Термины и определения" сертификация бывает обязательной и добровольной.

Обязательная сертификация – это сертификация на соответствие требованиям, отнесенным НД к обязательным для исполнения.

5.9.2.2 В сфере использования ядерной энергии обязательной сертификации подлежат в порядке, установленном законодательством:

- источники ионизирующего излучения;

- оборудование и сооружения для хранения и захоронения радиоактивных отходов; - транспортные упаковки для перевозки радиоактивных материалов; - элементы, важные для безопасности ядерных установок.

5.9.2.3 Обязательную сертификацию оборудования ядерных установок и важных для безопасности АЭС систем на соответствие требованиям норм, правил и стандартов по ядерной и радиационной безопасности должны осуществлять полномочные центральные органы исполнительной власти в соответствии с Законами Украины:

- "О подтверждении соответствия";

- "Об аккредитации органов по оценке соответствия".

5.9.3 Лицензирование

5.9.3.1 Деятельность в сфере производства, передачи и снабжения электрической энергии в Украине основывается на принципе выдачи лицензий, разрешений в соответствии с такими Законами Украины:

- "О предпринимательстве";

- "О лицензировании определенных видов хозяйственной деятельности";

- "Об электроэнергетике";

- "Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности";

- "О разрешительной деятельности в сфере использования ядерной энергии";

- "Об охране окружающей среды";

- "Об охране труда";

- "Об энергосбережении";

- "О метрологии и метрологической деятельности"; - "О подтверждении соответствия".

5.9.3.2 Лицензии выдают органы лицензирования, перечень которых утверждается Постановлением Кабинета Министров Украины.

5.9.3.3 Лицензия на производство, передачу и снабжение электроэнергией выдается Национальной комиссией по регулированию электроэнергетики.

5.9.3.4 Лицензирование в сфере проектирования и строительства (новое строительство, расширение, реконструкция и техническое переоснащение объектов электроэнергетики) осуществляет Государственный Комитет по строительству, архитектуре и жилищной политике Украины.

5.9.3.5 Лицензирование в сфере использования ядерной энергии осуществляет Государственный Комитет ядерного регулирования Украины в соответствии с Законом Украины "О разрешительной деятельности в сфере использования ядерной энергии.

5.9.3.6 Обязательному лицензированию в области использования ядерной энергии подлежат такие виды деятельности (Закон Украины "О разрешительной деятельности в сфере использования ядерной энергии" статья 7):

- проектирование ядерных установок или хранилищ для захоронения радиоактивных отходов;

- переработка урановых руд;

- перевозка радиоактивных материалов;

- переработка, хранение и захоронение радиоактивных отходов;

- производство, хранение, техническое обслуживание источников ионизирующего излучения;

- использование источников ионизирующего излучения;

- подготовка персонала для эксплуатации ядерной установки (согласно перечню должностей и специальностей, утвержденному Кабинетом Министров Украины);

- деятельность связанная с обеспечением физической защиты ядерных материалов и ядерных установок.

Для эксплуатирующих организаций или хранилищ для захоронения радиоактивных отходов орган государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности выдает лицензию на такие виды деятельности (Закон Украины "О разрешительной деятельности в сфере использования ядерной энергии", статья 8):

- проектирование ядерной установки или хранилища для захоронения

радиоактивных отходов;

- строительство ядерной установки или хранилища для захоронения радиоактивных отходов;

- введение в эксплуатацию ядерной установки;

- снятие с эксплуатации ядерной установки;

- эксплуатация ядерной установки или хранилища для захоронения радиоактивных отходов;

- закрытие хранилища для захоронения радиоактивных отходов.

5.9.3.7 Разрешения на право осуществления отдельных видов деятельности в сфере технической эксплуатации электрических станций и сетей выдают центральные органы исполнительной власти, на которые возложены функции технического регулирования в определенных сферах деятельности:

- Государственный Департамент по надзору за охраной труда Министерства труда и социальной политики Украины;

- Государственный Комитет Украины по энергосбережению;

- Министерство экологии и природных ресурсов Украины;

- Государственный Комитет по стандартизации, метрологии и сертификации

Украины;

- Министерство здравоохранения Украины и др.

Разрешения выдаются в соответствии с нормативно-правовыми актами органов регулирования, утвержденными в установленном порядке и зарегистрированными в Министерстве юстиции Украины.

5.9.4 Система управления качеством

5.9.4.1 Разработка, введение в действие, поддержание и постоянное улучшение системы управления качеством должно быть стратегическим решением каждой энергетической организации.

5.9.4.2 Для организаций, которые осуществляют проектирование, строительство, введение в эксплуатацию, эксплуатацию и снятие с эксплуатации ядерных установок, или осуществляют поставку продукции или услуг, в этой сфере, разработка и введение в действие системы управления качеством, согласно НП 306.5.02/3.017 "Требования к программе обеспечения качества на всех этапах жизненного цикла ядерных установок", является обязательным.

5.9.4.3 Основные требования к системе управления качеством изложены в ДСТУ ISO 9001 "Системы управления качеством. Требования", а к обеспечению качества на АЭС – в подразделах 9.4, 9.5.

5.10 Обеспечение единства измерений

5.10.1 Правовые основы обеспечения единства измерений и общественные отношения в области метрологической деятельности в Украине определяются Законом Украины ‗‗О метрологии и метрологической деятельности‘‘ и другими нормативноправовыми актами Украины по метрологии.

5.10.2 Обеспечение единства измерений на предприятиях электроэнергетической отрасли осуществляется государственной метрологической службой, а также метрологическими службами отрасли и самих энергопредприятий.

5.10.3 Государственная метрологическая служба на энергопредприятиях отрасли осуществляет метрологическую деятельность в сфере распространения государственного метрологического надзора.

Сфера государственного метрологического надзора распространяется на измерения, результаты которых используются при:

- контроле состояния окружающей природной среды;

- контроле безопасных условий труда;

- торгово-коммерческих операциях и расчетах между потребителями (покупателями) и производителями (продавцами, поставщиками);

- учете энергетических и материальных ресурсов (электрической и тепловой энергии, газа, воды, нефтепродуктов и других), за исключением внутреннего учета.

5.10.4 Государственная метрологическая служба на энергопредприятиях выполняет такие виды работ:

- надзор за соблюдением метрологических правил и норм;

- надзор за состоянием и применением СИТ, используемых в сфере

государственного метрологического надзора;

- государственные испытания и государственную метрологическую аттестацию СИТ, подлежащих таким испытаниям (аттестации),

- поверку СИТ, на которые распространяется государственный метрологический надзор;

- аккредитацию метрологических служб, калибровочных и измерительных лабораторий на право проведения работ в сфере распространения государственного метрологического надзора.

Указанные виды работ выполняются метрологическими центрами и территориальными органами Госстандарта Украины.

Метрологические центры и территориальные органы Госстандарта Украины могут оказывать другие виды метрологических услуг энергопредприятиям по договорам.

Примечание. К СИТ, в соответствии с ДСТУ 2681 "Метрология. Термины и определения", относятся аналоговые и цифровые измерительные приборы, регистрирующие средства измерений, измерительные и нормирующие преобразователи, измерительные каналы, измерительные системы и другие технические средства, применяемые при измерениях и имеющие нормированные метрологические характеристики.

5.10.5 Метрологическая служба электроэнергетической отрасли обязана организовать выполнение всех работ по обеспечению единства измерений, а также выполнять метрологические работы, на которые не распространяется сфера государственного метрологического надзора, в отрасли.

Структура отраслевой метрологической службы, ее функциональные обязанности должны соответствовать требованиям ПМУ 25 "Типовое положение о метрологических службах центральных органов исполнительной власти, предприятий и организаций".

Отраслевая метрологическая служба состоит из:

- метрологической службы главного метролога в центральном аппарате органа управления (Минтопэнерго);

- метрологических служб государственных департаментов электроэнергетической отрасли;

- головных и базовых организаций метрологической службы в

электроэнергетической отрасли;

- метрологических служб энергопредприятий, энергокомпаний, организаций электроэнергетической отрасли (далее энергопредприятий).

Каждое из указанных выше подразделений метрологической службы осуществляет свою деятельность в соответствии с Положением о метрологической службе, разработанным и утвержденным в соответствии с требованиями действующих НД по метрологии.

Структуру и штатное расписание подразделений метрологической службы определяют руководители энергопредприятий и организаций, в состав которых входит это подразделение, с учетом задач и требований НД Госстандарта и электроэнергетической отрасли, изложенных в Положении о метрологической службе.

5.10.6 Метрологические службы в центральном аппарате Минтопэнерго и в государственных департаментах электроэнергетической отрасли осуществляют координацию всего комплекса работ по обеспечению единства измерений, а также организацию и проведение отраслевого метрологического контроля и надзора.

5.10.7 Метрологическая служба каждого энергопредприятия электроэнергетической отрасли, независимо от формы собственности, должна обеспечивать выполнение комплекса работ, в соответствии с возложенными функциями, по обеспечению единства измерений в виде метрологического контроля и надзора.

Метрологический контроль включает проведение следующих мероприятий:

-аккредитация калибровочных и измерительных лабораторий;

-метрологическая аттестация и калибровка СИТ, принадлежащих данному энергопредприятию, на которые не распространяются государственный метрологический надзор;

-метрологическая экспертиза документации (технических заданий, НД, конструкторской, проектной и технологической документации), а также отчетов об научно-исследовательских работах;

-метрологическая аттестация методик выполнения измерений (МВИ), не применяемых в сферах распространения государственного метрологического надзора.

Метрологический надзор включает проведение следующих проверок:

- состояния и применения СИТ;

- применения МВИ;

-правильности выполнения измерений, выполняемых аккредитованными калибровочными и измерительными лабораториями;

-своевременности представления СИТ на поверку и калибровку, согласно графиков, утвержденных техническим руководителем энергопредприятия;

- соблюдения условий и правил проведения калибровки и выполнения измерений; - соблюдения требований НД по метрологии.

5.10.8 Метрологическая служба энергопредприятий должна располагать документацией, включающей:

- нормативную документацию по метрологии;

- перечни и графики поверки или калибровки СИТ, находящихся в эксплуатации, утвержденные руководителем энергопредприятия и составленные в соответствии с требованиями НД по метрологии (ДСТУ 2708 "Метрология. Поверка средств измерительной техники. Организация и порядок проведения", ДСТУ 3989 "Метрология. Калибровка средств измерительной техники. Основные положения, организация, порядок проведения и оформления результатов" и другие).

Перечень СИТ, которые находятся в эксплуатации на энергопредприятии и подлежат поверке, составляется метрологической службой энергопредприятия и согласовывается с территориальным органом Госстандарта Украины, согласно требованиям ПМУ 8 "Порядок составления перечней средств измерительной техники, которые находятся в эксплуатации и подлежат поверке";

- методики поверки (калибровки) СИТ;

- эксплуатационную документацию на СИТ и вспомогательное оборудование;

- перечень СИТ, переведенных в индикаторы;

- документы, определяющие систему хранения информации и результатов поверки или калибровки (протоколы, рабочие журналы и т.д.);

- методики проведения ремонта СИТ;

- методики выполнения измерений, аттестованные в установленном порядке в соответствии с ГОСТ 8.010 "Государственная система единства измерений. Общие требования к стандартизации и аттестации методик выполнения измерений";

- графики технического обслуживания и ремонта СИТ, утвержденные в установленном порядке.

5.10.9 Обеспечение единства измерений при эксплуатации энергетического оборудования должно быть предусмотрено техническим заданием и проектом, согласованным и утвержденным с учетом заключения метрологической экспертизы, проведенной метрологическими службами энергетической отрасли или другими организациями по их поручению, и осуществляться на всех этапах создания, ввода в эксплуатацию, эксплуатации и вывода из эксплуатации энергопредприятия.

В проектной документации должны быть приведены такие данные:

- номенклатура основных параметров, подлежащих контролю, требуемая точность

их измерений, типы СИТ и их метрологические характеристики, МВИ;

- номенклатура методик поверки и калибровки СИТ;

- технические требования к помещениям для обслуживания, ремонта, поверки (калибровки) и хранения СИТ;

- нормативы численности персонала, выполняющего работы по обеспечению единства измерений и его квалификация.

5.10.10 Выбор СИТ и их метрологических характеристик должен осуществляться на стадии проектирования на основе реестра СИТ, допущенных к применению в Украине, действующих государственных и отраслевых НД, устанавливающих требования к точности измерения технологических параметров (РД 34.11.321 "Нормы точности измерений технологических параметров тепловых электростанций", "Проектные нормы точности для АЭС", МВИ и другие).

5.10.11 Проектная и другая документация должна подвергаться метрологической экспертизе, выполняемой метрологической службой организации разработчика или метрологической службой других организаций в соответствии с требованиями отраслевых документов.

5.10.12 Оснащенность энергопредприятий СИТ должна соответствовать проектной документации и техническим условиям на поставку этих СИТ.

Объем оснащения энергопредприятий СИТ, в соответствии с требованиями РД 34.35.101 "Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях", МХО ИАЭ 38.842.50 "Метрологическое обеспечение эксплуатации АЭС. Номенклатура основных параметров, подлежащих контролю и нормы точности их измерений", МХО ИАЭ 38.843.50 "Метрологическое обеспечение эксплуатации АЭС. Номенклатура основных параметров АЭС и нормы точности их измерений для АЭС с энергоблоками типа ВВЭР", должен обеспечивать надлежащий контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы; учет прихода и расхода ресурсов; учет выработанных и отпущенных электроэнергии и тепла; контроль за соблюдением безопасных условий труда и санитарных норм; контроль за охраной окружающей среды; обеспечения надежной и безопасной эксплуатации АЭС; сведение к минимуму риска принятия ошибочных решений при управлении АЭС и ее оборудованием; повышения качества и снижения себестоимости энергии.

5.10.13 Все СИТ, находящиеся в резерве, в объеме утвержденном техническим руководителем энергопредприятия, должны быть в исправном состоянии и в постоянной готовности к выполнению измерений.

В соответствии с требованиями ДСТУ 2708 СИТ, находящиеся на долгосрочном хранении, можно не подвергать периодической поверке (калибровке). В этом случае СИТ должны подвергаться поверке (калибровке) перед вводом в эксплуатацию. Перечни таких СИТ составляются метрологической службой энергопредприятия и утверждаются техническим руководителем.

5.10.14 Средства измерительной техники и другие технические средства, применяемые на АЭС, по своим техническим характеристикам (параметрам питания, защищенности от внешних воздействующих факторов и т. д.) должны соответствовать требованиям проекта и действующим нормам и правилам в атомной энергетике (ГОСТ 25804.1 - ГОСТ 25804.8 "Аппаратура, приборы, устройства и оборудование систем управления технологическими процессами атомных электростанций").

5.10.15 В программах пуско-наладочных работ на энергопредприятиях должны быть предусмотрены мероприятия, связанные с поверкой (калибровкой) СИТ, метрологической аттестацией измерительных информационных систем (ИИС) и автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

5.10.16 До ввода в промышленную эксплуатацию основного оборудования энергопредприятий ИИС и АСУ ТП должны быть метрологически аттестованы по утвержденным программам и методикам метрологической аттестации, разработанным согласно с НД по метрологии МИ 2002 "Рекомендация. ГСИ. Системы информационноизмерительные. Организация и порядок проведения метрологической аттестации."

Использование в работе ИИС и АСУ ТП, не прошедших метрологическую аттестацию и не укомплектованных утвержденными методиками калибровки, запрещается.

5.10.17 Использование в работе СИТ не прошедших поверку (калибровку) или метрологическую аттестацию, в том числе входящих в состав ИИС и АСУ ТП, запрещается.

Допускается применение нестандартизованных СИТ, прошедших метрологическую аттестацию в установленном порядке.

Примечание. Средства измерительной техники, применяемые в составе измерительных каналов ИИС и АСУ ТП, могут в отдельности не поверяться (не калиброваться), если это предусмотрено методиками поверки (калибровки) измерительных каналов указанных систем.

5.10.18 Средства измерительной техники, применяемые для наблюдения за изменением физических величин без оценки их значений с нормированной погрешностью (как индикаторы), поверке и калибровке не подлежат. На такие СИТ и их эксплуатационные документы должна быть нанесена пометка «И».

Контроль за исправностью таких СИТ и их обслуживание осуществляют в порядке, установленным ГКД 34.11.404 "Порядок перевода в разряд индикаторов рабочих средств измерений, которые используются на энергопредприятиях Минэнерго Украины". Перечень таких СИТ должен быть утвержден техническим руководителем энергопредприятия.

Средства измерительной техники, применяемые для учебных целей на тренажерах энергоблоков АЭС, учебных лабораторных стендах и в качестве наглядных пособий, калибровке не подлежат. Такие СИТ должны иметь отчетливо видимое обозначение "У" (учебный). Контроль за их исправностью должен осуществляться в порядке установленном правилами эксплуатации и соответствовать требованиям учебного процесса.

5.10.19 Средства измерительной техники, подлежащие государственному контролю и надзору, подлежат периодической поверке в процессе эксплуатации в соответствии с календарным графиком, который должен составляться на каждом энергопредприятии и согласовываться в территориальном органе Госстандарта Украины.

Поверка СИТ проводится организациями аккредитованными в установленном порядке на право проведения поверки.

5.10.20 Положительные результаты поверки СИТ должны удостоверяться оттиском поверительного клейма на СИТ и (или) свидетельством о поверке (аттестации), форма которых и порядок нанесения устанавливается Госстандартом Украины в соответствии с требованиями ДСТУ 3968 "Метрология. Клейма поверочные и калибровочные. Правила изготовления, применения и сохранения".

В случае, если по результатам поверки СИТ не удовлетворяет предъявленным требованиям, СИТ бракуется и выдается извещение о непригодности с указанием причин. При этом оттиск поверительного клейма подлежит погашению, а свидетельство аннулируется.

5.10.21 Все СИТ, не подлежащие поверке, но используемые на энергопредприятиях для контроля за надежной и экономичной работой оборудования, при проведении наладочных, ремонтных и других работ, подвергаются калибровке.

Необходимость и периодичность проведения калибровки определяется метрологической службой энергопредприятия по согласованию с технологическими подразделениями и утверждается техническим руководителем энергопредприятия.

В технически обоснованных случаях допускается увеличение ранее установленного межкалибровочного интервала для СИТ, установленных на действующем оборудовании, срок выведения в ремонт которого продлевается.

Допускается проведение выборочной калибровки СИТ, если это предусмотрено методикой калибровки. Положительные результаты выборочной калибровки распространяются на все СИТ из партии, взятой на калибровку. Указания по принятию решения, в случае получения негативных результатов выборочной калибровки, должны быть приведены в методике калибровки.

5.10.22 Калибровку СИТ для собственных нужд должны проводить специалисты, аттестованные на выполнение калибровки, калибровочных лабораторий метрологической службы энергопредприятия или других предприятий и организаций отрасли, которым поручено выполнение этих работ, в соответствии с графиком калибровки, утвержденным техническим руководителем энергопредприятия.

5.10.23 При невозможности калибровки СИТ метрологической службой энергопредприятия калибровка должна выполняться специалистами территориальных органов Госстандарта Украины или метрологической службы предприятий, аккредитованных на право выполнения калибровочных работ для других предприятий в соответствии с ПМУ 18 "Правила аккредитации на право проведения метрологических работ".

5.10.24 Аттестацию специалистов на право проведения калибровки СИТ для собственных нужд должна проводить комиссия, утвержденная приказом руководителя энергопредприятия, которому подчинена метрологическая служба или комиссия заведений, которые проводят подготовку специалистов на право проведения поверки (калибровки) СИТ.

5.10.25 Результаты калибровки СИТ оформляются в соответствии с требованиями ДСТУ 3989 "Метрология. Калибровка средств измерительной техники. Основные положения, организация, порядок проведения и оформления результатов".

5.10.26 Порядок аккредитации метрологических служб энергопредприятий, выполняющих калибровку СИТ для собственных нужд, устанавливается метрологической службой отрасли, в соответствии с действующими НД по метрологии.

5.10.27 Помещения измерительных и калибровочных лабораторий должны отвечать требованиям ДСТУ ISO\IEC 17025 "Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий" и ПМУ 18 "Правила аккредитации на право проведения метрологических работ".

5.10.28 На энергопредприятиях измерения основных технологических параметров должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ.

Порядок разработки и аттестации МВИ определяется Госстандартом Украины и устанавливается государственными и отраслевыми нормативными документами.

5.10.29 Оперативное обслуживание СИТ должны вести дежурный или оперативноремонтный персонал подразделений, определенных решением руководства энергопредприятия.

5.10.30 Техническое обслуживание и ремонт СИТ, а также и других технических средств, используемых при измерениях, должны проводиться персоналом подразделения, выполняющего функции метрологической службы энергопредприятия в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем энергопредприятия, разработанных на основании требований заводской и НД, действующих в энергетике.

5.10.31 При эксплуатации СИТ и других технических средств на энергопредприятии должна сохраняться и анализироваться информация об их отказах в течение не менее 5 лет.

5.10.32 Установку и демонтаж сужающих и других устройств для измерения расхода, защитных гильз датчиков измерения температуры, поверхностных термопар, температурных датчиков без защитных гильз должен выполнять персонал, ремонтирующий технологическое оборудование, а приемку – персонал метрологической службы энергопредприятия.

5.10.33 Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены СИТ, несет ответственность за их сохранность и чистоту внешних элементов. Обо всех нарушениях в работе СИТ должно быть сообщено подразделению, выполняющему функции метрологической службы энергопредприятия.

5.11 Автоматизированные системы

5.11.1 Общие положения

5.11.1.1 Энергообъекты должны быть оснащены автоматизированными системами (АС), обеспечивающими автоматизацию процессов производства, транспортировки и распределения энергии.

5.11.1.2 Приведенные ниже требования в полной мере распространяются на АС энергообъектов, которые на момент введения настоящих Правил не введены в эксплуатацию.

АС, введенные в эксплуатацию до выхода настоящих Правил, должны соответствовать проектной документации. Эксплуатация этих систем должна осуществляться в соответствии с настоящими Правилами.

Более подробные требования к АС, важным для безопасности АЭС, приведены в НП.306.5.02/3.035 ‗‗Требования по ядерной и радиационной безопасности к информационным и управляющим системам, важным для безопасности АЭС‘‘.

АС энергообъектов, работающих в энергетической системе, должны, кроме того, в части обеспечения надежности и устойчивости энергосистемы, соответствовать техническим требованиям, установленных этой системой.

5.11.1.3 Необходимость, сроки и объем приведения действующих на энергообъектах АС в соответствие с настоящими Правилами и действующими НД в каждом конкретном случае определяет, обосновывает и устанавливает руководство энергообъекта (эксплуатирующая организация), исходя из производственной и экономической целесообразности, с учетом следующих основных обстоятельств:

- решения по этому вопросу органа государственного регулирования и надзора или/и высшего административного органа

- требований к безопасности, надежности и маневренности энергообъекта, в т.ч.

степени его участия в регулировании системных параметров;

- достигнутого технического уровня совершенства и надежности технических и программных средств, с учетом рационального использования имеющихся типовых проектных решений, пакетов прикладных программ и возможностей технических средств;

- подготовленности к автоматизации технологического оборудования;

- материального (исчерпания установленных срока службы, ресурса) и морального износа технических средств существующих АС;

- мощности (производительности) оборудования, скорости протекания технологического процесса, сложности управления технологическим процессом и увеличения вследствие этого вероятности ошибок оперативного персонала;

- энергонапряженности элементов оборудования, требуемой точности поддержания параметров во всех режимах работы оборудования.

5.11.1.4 Модернизация и приведение действующих на энергообъектах АС в соответствие с требованиями настоящих Правил проводится по многолетним и годовым планам, в том числе по плану повышения надежности и устойчивости (5.6.7.2), путем:

- замены существующих технических и программных средств на более совершенные и с техническими характеристиками, позволяющими привести АС в соответствие с требованиями настоящих Правил и действующих НД; - создания новой АС, соответствующей настоящим Правилам.

5.11.1.5 В случаях, когда это предусмотрено действующим законодательством или НД, принятые руководством энергообъекта (эксплуатирующей организацией) решения, а также планы модернизации и приведения АС в соответствие с требованиями настоящих Правил, должны быть согласованы с отраслевым органом, определенным Минтопэнерго Украины и/или соответствующими органами государственного регулирования и надзора.

5.11.2 Требования к структуре, функциям и задачам АС

5.11.2.1 АС должны обеспечить решение информационных и/или управляющих задач производственно–технологического, оперативно–диспетчерского и организационноэкономического управления производством, транспортировкой и распределением энергии.

Решения этих задач возлагаются соответственно на такие АС: - информационно – измерительные системы (ИИС);

- информационно - вычислительные системы (ИВС);

- управляющие вычислительные системы (УВС);

- автоматизированные системы диагностики состояния технологического и электрического оборудования;

- автоматизированные системы мониторинга гидросооружений ГЭС;

- системы внутриреакторного контроля (СВРК);

- автоматический контроль нейтронного потока (АКНП);

- автоматические системы контроля радиационной обстановки (АСКРО);

- средства радиационного контроля (СРК);

- системы автоматических защит (САЗ);

- автоматические системы регулирования (АСР);

- электронные части систем регулирования турбин (ЭЧСР);

- электрогидравлические системы регулирования турбин (ЭГСР);

- автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ);

- автоматизированные системы управления технологических процессов (АСУ ТП); - автоматизированные системы управления производством (АСУП); Энергообъекты могут оснащаться и другими АС.

При этом, если ИИС должны осуществлять только измерение параметров, сбор информации (сведений) о технологических объектах и процессах и представление их пользователю по его запросу, то остальные информационные системы (ИВС, УВС, СВРК, АКНП, АСКРО, СРК) должны осуществлять также обработку и, при необходимости, регистрацию этой информации.

Управляющие системы, кроме того, должны осуществлять выработку управляющих воздействий, а такие управляющие системы как АЗ, АСР, АСДУ и АСУ ТП – также выдачу управляющих воздействий на объект управления для приведения параметров, характеризующих его функционирование, в эксплуатационные пределы или для приведения объекта управления в безопасное состояние.

5.11.2.2 АС могут функционировать как самостоятельные системы, или как подсистемы комплексных автоматизированных систем управления (КАСУ) энергообъектов, обеспечивающих комплексную автоматизацию функций управления производственно–технологической, оперативно–диспетчерской и организационноэкономической деятельности.

Комплексная автоматизация управления производственно–технологической деятельностью производства электрической и тепловой энергии должна осуществляться с помощью интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), в которую АС входят в виде подсистем. Различают АСУ ТП агрегата и энергообъекта: агрегатная АСУ ТП, АСУ ТП энергообъекта.

Агрегатные АСУ ТП – это АСУ ТП блоков (для электростанций с блочной компоновкой), котлов и турбогенераторов (для электростанций с общим паропроводом), открытых и закрытых распределительных устройств, присоединений, станционных собственных нужд, станционных технологических комплексов (химводоочистки, топливоподачи, циркуляционного водоснабжения, теплофикационной установки и т.п.). Агрегатная АСУ ТП обеспечивает возможность управления данным агрегатом (энергоблоком, котлом, ОРУ, ЗРУ и др.) как единым технологическим комплексом.

АСУ ТП энергообъекта объединяет агрегатные АСУ ТП, обеспечивая возможность управления энергообъектом как единым технологическим комплексом.

5.11.2.3 АСУ ТП должны быть распределенными, многофункциональными, свободно программируемыми автоматизированными системами, рассчитанными на длительное непрерывное функционирование в реальном масштабе времени и реализующими необходимые функции сбора, обработки и представления информации, а также функции управления, регулирования, защит, блокировок и сигнализации.

АСУ ТП должны создаваться как единые системы информации и управления на основе передовых системотехнических принципов и, как правило, на базе единого программно-технического комплекса (ПТК). В тех случаях, когда АСУ ТП создается на разрозненных технических и программных средствах, они должны быть совместимы между собой в части обмена информацией и программного обеспечения настолько, насколько это необходимо для создания единой интегрированной АСУ ТП.

При таком подходе обеспечивается не только повышение экономичности, надежности и безопасности производства, транспортировки и распределения энергии, но также снижение материальных ресурсов и энергопотребления, трудозатрат на монтаж и наладку, а также существенное уменьшение численности персонала, обслуживающего АС.

В это же время АСУ ТП должна быть надежной, простой, лишенной неоправданных избытков и удобной для персонала.

5.11.2.4 Структура и технические свойства АСУ ТП должны исключать возможность потери управления оборудованием по причине электропитания, пожара, вентиляции и других общих причин.

5.11.2.5 АСУ ТП представляет собой многоуровневую систему, построенную по иерархическому принципу в соответствии с технологической структурой и особенностями компоновки технологического объекта управления.

Количество уровней АСУ ТП, а также распределение функций и задач (интеллекта) между ними, зависит от структуры комплекса технических и программных средств, на базе которого создается АСУ ТП. В большинстве случаев таких уровней два: верхний и нижний.

В агрегатных АСУ ТП на нижнем уровне осуществляется, как правило, сбор информации, обработка определенной части алгоритмов информации и управления, формирование и реализация сигналов управления. На верхнем уровне происходит обработка оставшейся части алгоритмов информации и управления, обеспечивая в комплексе с нижним уровнем выполнение всех функций АСУ ТП. Через верхний уровень осуществляется также интерфейс персонала с АСУ ТП.

В АСУ ТП энергообъекта нижним уровнем являются агрегатные АСУ ТП, а верхним - объектовый (на электростанциях - станционный, на подстанциях – присоединений и т.п.) уровень. При этом АСУ ТП энергообъекта обеспечивает выполнение функций и решение задач, информационная база которых формируется за счет информации от различных агрегатов, в том числе от нескольких присоединений, а также тех задач, управляющие воздействия которых реализуются на нескольких присоединениях объекта или за его пределами. Агрегатные АСУ ТП должны обеспечить функционирование этих структурных единиц энергообъекта в соответствии с заданиями верхнего уровня АСУ ТП энергообъекта в нормальных и аварийных режимах работы. В случае отсутствия связи у агрегатной АСУ ТП с верхним уровнем, она, а также оставшаяся часть АСУ ТП энергообъекта должны обеспечить выполнение тех функций и задач, для которых существуют необходимая информационная база и исполнительные механизмы для реализации воздействий.

В подсистемах (системе) электрической части АСУ ТП энергообъекта нижний уровень должны образовывать микропроцессорные устройства управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), обеспечивающие контроль, управление и защиту каждого из элементов основного электрического оборудования и каждого присоединения, объединенные системообразующей сетью (магистралью).

На уровне энергосистемы нижним уровнем являются АСУ ТП энергообъектов, а верхним – АСДУ и другие АС оперативно–диспетчерского управления. При этом информационные и управляющие связи АСУ ТП энергообъектов формируются как с верхнего, так и с нижнего уровней и они должны реализовать команды верхнего уровня. При отсутствии связи АСУ ТП энергообъектов с верхним уровнем, они должны обеспечить выполнение тех функций и задач, для которых в пределах объекта существует необходимая информационная база и исполнительные механизмы для реализации воздействий.

Состав реализуемых функций и решаемых задач на каждом уровне управления определяется с учетом его специфики и обстоятельств, указанных в 5.11.1.3. Примерные перечни задач, решаемых на каждом уровне управления, указан ниже.

5.11.2.6 При эксплуатации агрегатных АСУ ТП могут решаться следующие задачи:

- измерение параметров, прием, обработка и представление персоналу, в удобном для восприятия и принятия решения виде, достаточной, достоверной и своевременной информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования;

- управление оборудованием, в том числе автоматическое поддержание параметров в пределах, оговоренных проектом или заданных оперативным персоналом, а также выполнение комплексов дискретных управляющих воздействий регулирующими органами для приведения параметров в эксплуатационные или заданные пределы, в нормальных, предаварийных, переходных и послеаварийных режимах работы (дистанционное и программно-логическое управление, а для АЭС, кроме того, – управление системами обеспечения безопасности);

- автоматизация пусков и остановов энергоблоков и гидроагрегатов;

- автоматизация изменения режима работы гидроагрегатов (перевод из режима синхронного компенсатора в генераторный и наоборот, а для обратимых гидроагрегатов, также перевод из генераторного режима в насосный и наоборот);

- релейная защита и автоматика основного электрического оборудования энергоблока или агрегата (генератора, блочного трансформатора, рабочего трансформатора собственных нужд и выпрямительного трансформатора);

- приведение оборудования и его агрегатов в безопасное состояние системами технологической защиты путем снижения нагрузки или останова при возникновении аварийной ситуации (отклонении параметров за допустимые пределы);

- синхронизация энергоблока или агрегата с энергосистемой;

- регистрация хода технологического процесса, контролируемых параметров и параметров, отклонившихся от заданного значения;

- распознавание и регистрация предаварийных, аварийных и послеаварийных событий и ситуаций, процессов и выявление первопричин аварий и срабатывания защит;

- диагностика состояния и расчет ресурса оборудования, диагностика и опробование

КСА;

- оповещение оперативного персонала с помощью светового, и, при необходимости, звукового сигналов, а также в виде сообщений на терминалах оперативного контура управления, о возникающих нарушениях нормальной эксплуатации оборудования (предупредительная сигнализация), а также о нарушениях пределов и/или условий безопасной эксплуатации (аварийная сигнализация);

- оперативное представление персоналу обобщенной информации о текущем состоянии оборудования и информационная поддержка персонала с целью обеспечения правильности операторской деятельности в аварийных ситуациях;

- обмен достоверной технологической и технико-экономической информацией о работе технологического объекта управления со смежными системами и верхним уровнем иерархического управления.

5.11.2.7 В АСУ ТП присоединений подстанций и распределительных устройств электростанций (ОРУ, ЗРУ, ГРУ, РУ СН) реализуются функции:

- релейной защиты и линейной автоматики присоединения;

- противоаварийной автоматики присоединения;

- автоматического изменения настройки РЗА при изменении режима работы оборудования, энергосистемы или участка сети;

- управления коммутационными аппаратами и регуляторами в пределах присоединения;

- регистрации аварийных параметров присоединения;

- регистрация функционирования оборудования, устройств управления и защит присоединения;

- определения места повреждения на высоковольтных линиях (ВЛ);

- контроля состояния оборудования присоединения;

- учета электроэнергии присоединения;

- текущих измерений электрических и других параметров присоединения для организации контроля на объекте и формирования данных для телеизмерений (ТИ); - блокировки неправильных операций управления в пределах ячейки.

5.11.2.8 В АСУ ТП станционных технологических комплексов электростанций реализуются функции:

- подготовки и передачи по запросу на станционный уровень оперативной, диагностической и организационно-экономической информации;

- оперативного управления агрегатами и комплекса в целом;

- автоматической сигнализации неисправностей; - контроля и отображения важнейших параметров; - регистрации важнейших параметров и т.п.

В циркуляционной системе, кроме того, - формирования каналов управления для отработки заданий по распределению циркуляционной воды, рассчитанного станционным уровнем АСУ ТП.

5.11.2.9 При эксплуатации АСУ ТП энергообъекта, как правило, должны решаться следующие задачи:

- прием и обработка информации о работе станционного (подстанционного) оборудования;

- обмен информацией с нижним уровнем управления (агрегатными АСУ ТП);

- обмен информацией между подсистемами нижнего уровня (между АСУ ТП

энергоблоков, агрегатов, станционных технологических комплексов и т.п.);

- обмен информацией между уровнями присоединений (для подстанций и распредустройств электростанций, не имеющих подсистем АСУ ТП);

- обмен информацией с верхним уровнем АСУ ТП энергосистемы (АСДУ) и другими объектами (диспетчерскими пунктами, системной противоаварийной автоматикой и т.п.). Объем и характер информации обмена должны соответствовать ‗‗Руководящим указаниям по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах‘‘;

- оперативный контроль и оперативное управление элементами главной схемы электрических соединений, схемы собственных нужд энергообъекта и станционными технологическими комплексами;

- регулирование активной и реактивной мощности энергообъекта, в том числе участие в регулировании частоты и мощности энергосистемы, а также в регулировании и ограничении перетоков мощности в энергосистеме;

- выбор регулирующих средств и регулирование напряжения в узлах энергосистемы, примыкающих к энергообъекту;

- регулирование напряжения на собственных нуждах энергообъекта;

- защита от повреждений и РЗА станционного (подстанционного) электрооборудования (систем сборных шин), трансформаторов (автотрансформаторов)

связи;

- противоаварийное управление (предотвращение и ограничение развития аварийных процессов на энергообъекте - объектная противоаварийная автоматика, отработка воздействий системной противоаварийной автоматики, а в некоторых случаях, противоаварийная автоматика региона);

- распределение заданий (сигналов) противоаварийного управления в пределах энергообъекта;

- расчет и реализация заданий по распределению циркуляционной воды;

- автоматическое изменение настройки РЗА при изменении режима работы энергообъединения или участка сети;

- синхронизация энергообъекта с энергосистемой;

- технологическая, предупредительная и аварийная сигнализация по станционному (подстанционному) оборудованию;

- регистрация аварийных ситуаций и процессов (параметров и событий)

энергообъекта;

- учет выработанной (поступившей), отпущенной и потребленной на собственные нужды электроэнергии;

- контроль качества электроэнергии по энергообъекту;

- учет тепловой энергии;

- вычисление технико-экономических показателей работы энергообъекта;

- контроль состояния гидросооружений электростанций;

- экологический контроль энергообъекта;

- контроль радиационной обстановки АЭС;

- контроль и оптимизация водноэнергетических режимов ГЭС;

- обработка, в том числе вычисление параметров, информации о работе контролируемого оборудования и представление ее оперативному и административному персоналу энергообъекта.

- диагностика состояния и расчет ресурсов оборудования энергообъекта и диагностика КСА;

- учет наложенных заземлений в схемах электрических соединений энергообъекта,

- составление бланков оперативных переключений;

- автоматическая блокировка неправильных операций оперативного персонала при оперативных переключениях в схемах электрических соединений энергообъекта;

- составление заявок на вывод оборудования в ремонт;

- документирование;

- сохранение и представление ретроспективной информации;

- анализ аварийных ситуаций и процессов;

- автоматическое формирование на все уровни оперативной иерархии экспресс информации о виде и месте повреждений в электрической сети, составе сработавших устройств РЗА и отключившихся выключателей;

- накопление и анализ статистических данных о работе основного и вспомогательного оборудования энергообъекта и КСА; - представление нормативно-справочной информации; - экспериментальные работы.

5.11.2.10 Типовый перечень задач решаемых АСДУ включает:

- долгосрочное и краткосрочное планирование режимов энергосистемы;

- оперативное управление нормальными режимами работы энергосистемы, электростанций, энергоблоков и подстанций;

- контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности энергосистемы и сетевых предприятий;

- ретроспективный анализ аварийных ситуаций; - автоматический контроль оперативных переключений; - автоматическое ведение оперативной документации.

5.11.2.11 Для каждого уровня АСУ ТП должны предусматриваться посты управления, являющиеся рабочими местами оперативного персонала, осуществляющего управление технологическим оборудованием, транспортировкой и распределением электрической и тепловой энергии. Общая концепция управления энергоблоком, агрегатом, станционным технологическим комплексом, электрическими распределительными устройствами, энергообъектом, электрической и тепловой системой в целом, должна ориентироваться на сокращение числа постов управления и оптимизацию каждого поста управления в части оснащения и размещения средств информации, управления и связи.

Посты управления предусматриваются для каждого уровня АСУ ТП – энергосистемы, энергообъекта и агрегата. При этом должны предусматриваться посты управления с постоянным пребыванием персонала и, при необходимости, обслуживаемые периодически или при определенных аварийных ситуациях.

Для блочных электростанций основным постом управления является блочный щит управления (БЩУ), предназначенный для централизованного управления основным технологическим и электрическим оборудованием энергоблока при пуске, нормальной работе, плановых и аварийных остановах (включая расхолаживание), а также при ликвидации аварийных ситуаций.

Для ТЭЦ и подстанций основным постом управления является главный щит управления (ГЩУ), а для ГЭС, ГАЭС – центральный пункт управления (ЦПУ).

На ГЭС и ГАЭС, кроме ЦПУ, должны предусматриваться также агрегатные шиты управления (АЩУ) для управления основным и вспомогательным оборудованием гидроагрегатов при нестандартных режимах его работы, например, при испытаниях, опробовании, неисправностях системы контроля управления ЦПУ.

Каждый энергоблок АЭС кроме БЩУ должен иметь резервный щит управления (РЩУ), предназначенный для аварийного останова, аварийного расхолаживания энергоблока и организации отвода остаточных тепловыделений с обеспечением ядерной и радиационной безопасности, если по каким-либо причинам этого нельзя осуществить с БЩУ.

Оперативное управление энергообъектом в целом должно осуществляться с центрального щита управления (ЦЩУ) или ГЩУ.

5.11.2.12 Максимальная автоматизация и оптимальная организация выполнения персоналом функциональных обязанностей достигаются при реализации поста управления в виде автоматизированного рабочего места (АРМ). При этом, в зависимости от количества персонала, на посту управления, может быть организовано один или несколько АРМ. Например, на посту управления блоком может быть организовано три АРМ - персонала, управляющего котельным оборудованием, турбинным оборудованием и начальника смены блока, на ЦЩУ, ГЩУ или ЦПУ – АРМ начальника смены станции и АРМ начальника смены электрического цеха и т.п. АРМ должны оснащаться программнотехническими, организационными и технологическими средствами, обеспечивающими выполнение персоналом функциональных обязанностей на данном рабочем месте.

5.11.2.13 Кроме АРМ оперативного персонала, осуществляющего управление технологическим оборудованием, должны быть организованы:

- АРМ персонала, осуществляющего обслуживание АС – АРМ начальника смены подразделения, обслуживающего АС; АРМ инструментальной (инженерной) системы АС; АРМ персонала обслуживающего РЗА и т.п.;

- АРМ персонала, использующего базу данных АС – АРМ подразделения, осуществляющего контроль за технико-экономическими показателями энергообъекта и составляющего соответствующие отчетные документы (ПТО), АРМ подразделений, осуществляющих контроль за дефектами оборудования, его ресурсом и планирующих ремонты, техническое обслуживание, модернизацию и замену оборудования.

Количество и функциональное назначение АРМ определяются проектом или руководством энергообъекта с учетом специфики каждого рабочего места, а также:

- решения по этому вопросу органа государственного регулирования и надзора или/и высшего административного органа;

- объема функций и задач, а также интенсивности труда на данном рабочем месте;

- достигнутого технического уровня совершенства и надежности технических и программных средств, наличия рациональных типовых проектных решений, пакетов

прикладных программ и возможностей технических средств; - подготовленности к автоматизации рабочего места.

5.11.2.14 Технические характеристики реализуемых АСУ энергообъекта функций (алгоритмы, быстродействие, точность, надежность и т.п.) должны соответствовать проекту и требованиям действующих НД:

- станционного уровня АСУ ТП ТЭС - документу ГКД 34.35.506 ―Типовые технические требования к станционному уровню АСУ ТП ТЭС‖.

- защит и автоматики электрического оборудования - руководящим указаниям по релейной защите и автоматике соответствующего вида электрического оборудования;

- регистрации аварийных ситуаций и процессов электрической части энергообъекта – ―Обобщенным техническим требованиям к цифровым регистраторам аварийных событий на объектах Украины‖, утвержденным НЭК ―Укрэнерго‖;

- передачи аварийной информации электрической части энергообъекта на верхние уровни оперативно-диспетчерского управления - ―Обобщенным техническим требованиям к системе передачи аварийной информации на верхние уровни оперативнодиспетчерского управления‖, утвержденным НЭК ―Укрэнерго‖;

- технологического оборудование энергоблока – ГКД 34.35.101 ―Требованиям к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемые их условиями автоматизации‖.

5.11.2.15. Комплексно задачи организационно–экономического управления решаются автоматизированной системой управления производством (АСУП). С помощью АСУП решаются следующие типовые комплексы задач организационно–экономического управления:

- технико–экономическое планирование;

- управление энергоремонтом;

- управление сбытом электрической и тепловой энергии;

- управление развитием энергопроизводства;

- управление качеством продукции, стандартизацией и метрологией;

- управление материально–техническим снабжением;

- управление топливоснабжением;

- управление транспортом и перевозками;

- управление кадрами;

- подготовка эксплуатационного персонала; - бухгалтерский учет; - общее управление.

До внедрения АСУП, перечисленные задачи должны решаться с помощью соответствующих автоматизированных рабочих мест (АРМ).

5.11.2.16 С целью сохранения инвестиций на всех этапах развития АС, их структура с самого начала должна быть полнофункциональной. То есть необходимо заблаговременно предусматривать все составные элементы АС, очередность их реализации, объем функций и задач каждого этапа, которые после их реализации на различных этапах развития системы, в конечном счете, обеспечат создание полнофункциональной интегрированной АСУ ТП.

5.11.3 Требования к комплексу технических и программных средств

5.11.3.1 Комплекс технических средств (КТС) АС должен быть достаточным для реализации всех предусмотренных проектом функций АС и по своим техническим характеристикам (объемам оперативной, постоянной и энергонезависимой памяти, быстродействию, вычислительным ресурсам, параметрам питания, электромагнитной совместимости и другим внешним воздействующим факторам, резервам и т.п.) должен соответствовать требованиям проекта и действующих НД.

Характеристики технических средств АС должны обеспечивать взаимозаменяемость одноименных изделий (устройств) и совместимость с устройствами смежных систем, выполненных на иной элементной базе.

5.11.3.2 В состав КТС АС должны входить:

- локальные средства управления, защиты, автоматики, блокировок, регуляторов возбуждения;

- средства сбора и передачи информации, диспетчерского и технологического управления (датчики аналоговой, дискретной и кодо-импульсной информации, вторичные преобразователи, сумматоры, разветвители информации, нормирующие преобразователи, каналы связи, модемы, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т.д.);

- средства обработки и представления информации персоналу энергообъекта и АС (средства вычислительной техники, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати, и др.);

- средства управления на постах управления (функциональная клавиатура и т.п.);

- вычислительные средства, обеспечивающие выполнение функций АС;

- исполнительные механизмы с устройствами управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппаратура: коммутационная аппаратура, реле, усилители мощности и др.);

- системообразующие сети АС;

- встроенные или выносные устройства связи с объектом и контроллеры связи с сетями;

- средства, обеспечивающие реконфигурацию и диагностику АС, копирование информации;

- вспомогательные системы (единого времени, коррекции астрономического времени, бесперебойного электропитания, кондиционирования воздуха, автоматического пожаротушения и др.);

- кабели связи с объектами контроля и управления, а также внутрисистемные кабели связи и ВОЛС с приемными и передающими устройствами и стыковочными узлами;

- различные узлы и блоки (шкафы, панели, стойки, кассеты и другие конструктивы для размещения элементов КТС, блоки питания, клеммные соединения, кроссовые

элементы и др.);

- заземляющие устройства;

- приборы и устройства, необходимые для наладки и проверки работоспособности системы, а также запасные части и специальный инструмент, рассчитанные не менее чем на 1 год эксплуатации КТС.

5.11.3.3 АС являются восстанавливаемыми и ремонтируемыми системами.

Нарушения в их работе должны автоматически фиксироваться и сообщаться персоналу. Отказы и отключения части КТС должны автоматически выявляться и нейтрализоваться за счет дублирования наиболее ответственных узлов и аппаратов и, по возможности, за счет реконфигурации КТС. Нарушения в работе АС не должны вызывать ложных команд и решений.

Восстановление отказавших технических средств должно выполняться только заменой типовых элементов замены (ТЭЗ) без подстроек и, как правило, без отключения питания и вывода из работы всей АС. Замена ТЭЗ и отключение части КТС для ремонта и профилактики не должны приводить к нарушению функционирования объекта управления.

Технические средства должны исключать возможность несанкционированного доступа к их органам управления. Санкционирование доступа должно осуществляться физическим способом (ключом, клавиатурой) или программным (вводом кода, пароля).

5.11.3.4 Программное обеспечение АС должно удовлетворять требованиям государственных стандартов на программную продукцию и включать следующие основные компоненты:

- общее программное обеспечение АС, т.е. совокупность программ общего назначения (обслуживающих, стандартных, операционных систем), разработанных вне связи с созданием данной конкретной АС и предназначенных для организации вычислительного процесса, в том числе в режиме реального времени, и обеспечения работы внешних устройств, а также решения часто встречающихся задач обработки информации – программы разработки, загрузки и компоновки программ, редакторы, трансляторы, библиотеки стандартных программ и т. п.;

- специальное программное обеспечение АС, т.е. совокупность программ, разработанных при создании данной конкретной АС и реализующих основные (управляющие, информационные) и вспомогательные (обеспечивающие функционирование и контроль за работой КТС и АС в целом) функции системы;

- специальное программное обеспечение функционирования локальных средств управления, защиты, автоматики, блокировок, регулирования и средств общения с ними.

Программное обеспечение должно предусматривать возможность расширения и совершенствования. Предпосылкой для осуществления этого требования является применение свободно программируемых технических средств. Отлаженные и переданные в эксплуатацию программы должны сопровождаться документацией в соответствии с системой стандартов на программную продукцию.

5.11.3.5 Заземляющее устройство КТС АС должно соответствовать требованиям НД и ПУЭ и выполнять следующие функции:

- обеспечение электробезопасности обслуживающего персонала;

- заземление одного из полюсов рабочего напряжения электрических схем КТС

(нулевой шины);

- заземление нейтрали 0,4 кВ питающих трансформаторов;

- создание цепи тока для защиты от замыканий на землю в питающей цепи 0,4 кВ;

- отвод от электронной аппаратуры токов импульсных и статических помех, включая помехи промышленной частоты и высокочастотные помехи.

Надежность выполнения перечисленных функций должна обеспечиваться нормированием электрических характеристик заземляющего устройства (напряжение на заземляющем устройстве, напряжение прикосновения, сопротивление растекания токов), а также требованиями к его конструктивному выполнению, обеспечивающими снижение влияния мощных электромагнитных помех широкого спектра частот при переходных процессах.

При проектировании заземляющего устройства должны выполняться специальные расчеты разницы уровней потенциалов на контуре заземления при растекании импульсных токов (однофазные замыкания на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью и токи от молниеотводов) и на их основе, при необходимости, должны предусматриваться специальные мероприятия по снижению сопротивления растекания импульсных токов.

Индивидуальное заземление отдельных устройств ПТК АС в местах их расположения на контур заземления энергообъекта без этих мероприятий не допускается, за исключением, когда связь этих отдельных устройств с остальным ПТК выполняется только при помощи ВОЛС.

5.11.3.6 Связь вычислительных средств с источниками сигналов, исполнительными механизмами, источниками питания, пультами и панелями, коммутационными устройствами необходимо выполнять кабелями внешних связей через кроссовые клеммники или шкафы.

Кабели внутрисистемных цифровых каналов связи КТС должны поставляться комплектно с вычислительными средствами. В отдельных случаях разрешается выполнять внутрисистемные связи в соответствии с технической документацией разработчика АС и выполнять поставку кабелей по спецификациям Генпроектировщика.

Связь сети станционного (подстанционного) уровня с подсистемами электрических распределительных устройств и удаленных технологических комплексов, как правило, должна выполняться с помощью ВОЛС.

Монтаж и поставка кабелей внешних связей и ВОЛС должны выполняться на основании документации Генерального проектировщика энергообъекта, а исходные данные должны передаваться ему разработчиком АС.

Прокладки всех кабельных связей КТС должны соответствовать противопожарным требованиям и ПУЭ.

Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями запрещается.

Кабельные связи должны группироваться следующим образом:

- кабели для передачи входных аналоговых сигналов 4 -20 мА или 0 - 5 мА;

- кабели для передачи входных сигналов от термоэлектрических преобразователей;

- кабели для передачи входных сигналов от термосопротивлений;

- кабели для передачи входных и выходных сигналов типа ―сухой контакт‖;

- кабели для передачи входных и выходных сигналов напряжением 220 В; - кабели для передачи входных кодо-импульсных сигналов; - кабели для организации информации по сетям данных.

Каждую группу кабелей необходимо прокладывать в отдельных металлических коробах закрытых металлическими крышками. Участки кабелей, проходящие вне короба, должны прокладываться в защитных стальных трубах или лотках. Коробы и защитные трубы должны заземляться на контур заземления энергообъекта.

Кабели к основным и дублирующим вычислительным устройствам должны прокладываться по разным трассам.

Кабели связи КТС должны прокладываться на расстоянии не менее 1,2 м от силовых кабелей, а если ток в силовых кабелях превышает 800 А, то их трассы необходимо разделять.

Кабели внешних связей должны быть с общим экраном, или с защитной металлической оболочкой, имеющей сопротивление изоляции соответствующее требованиям НД. Измерение сопротивление изоляции экрана должно выполняться перед его подключением к контуру заземления.

Сечение проводов кабелей внешних связей в основном должно быть 0,35 или 0,5 мм2 . Должен предусматриваться резерв по жильности кабеля. Предпочтение должно отдаваться кабелям с ―витой парой‖ или ―витой звездой‖.

Кабельные связи локальных устройств, входящих в состав АС, должны выполнятся с учетом требований данного класса аппаратуры и заводов-изготовителей этих устройств.

Отклонение от требований по прокладке кабельных связей АС допускается только по решению Генпроектировщика на основании требований заводов-изготовителей КТС.

5.11.3.7 Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через стены, разделяющие помещения разных категорий обслуживания, и уплотнения вводов кабелей и импульсных линий в щиты, панели, шкафы и кроссовые стойки должны быть в состоянии, обеспечивающем плотность или герметичность в соответствии с противопожарными требованиями.

Электрическое подсоединение кабелей к приборам, первичным измерительным преобразователям и другой аппаратуре, находящимся в помещениях с радиоактивным воздействием, должно осуществляться с использованием быстро соединяемых штепсельных разъѐмов.

5.11.3.8 Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должны быть подключены к сети освещения этих щитов.

На открытых панелях неоперативного контура должны быть приняты меры, исключающие случайные прикосновения к токоведущим частям.

Телефонная связь и другие средства связи между местами установки приборов, сборками задвижек, панелями неоперативного контура щитов управления, релейными щитами, панелями аппаратуры защиты и сборками первичных преобразователей с оперативным щитом управления должны быть в исправном состоянии.

5.11.3.9 Установленная на панелях, пультах и по месту аппаратура, первичные и вторичные измерительные преобразователи, запорная арматура и клеммники должны иметь четкие надписи о назначении.

Щиты, переходные коробки, сборные кабельные ящики, исполнительные механизмы, зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.

5.11.3.10 Монтаж уравнительных и конденсационных сосудов, прокладка импульсных линий, изготовление и установка измерительных сужающих устройств расходомеров должны производиться согласно настоящим Правилам и другим НД.

Первичные измерительные тепломеханические преобразователи и исполнительные механизмы АС должны быть защищены от попадания на них влаги. У заборных устройств этих первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть площадки для обслуживания и осмотра, обеспечивающие свободный доступ к ним.

5.11.3.11 Импульсные линии должны быть плотными, и во время эксплуатации систематически проверяться. После капитальных ремонтов оборудования все импульсные линии должны продуваться. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, должны продуваться с периодичностью, установленной местной инструкцией.

Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсных линий при работе оборудования. Ремонт и поддержание первичных запорных органов в исправном состоянии, а также все операции с ними (открытие, закрытие) должен осуществлять персонал, обслуживающий технологическое оборудование.

В случае подключения импульсных линий к трубопроводам и аппаратам, заполненным радиоактивными веществами активностью более 10Е-5 Ки/л, эти линии должны продуваться чистой средой в сторону контура. Импульсные линии, заполненные радиоактивными веществами, должны быть снабжены защитой на случай разрыва, а при прокладке их в помещениях различных категорий – разделительными сосудами на границах помещений.

5.11.3.12 КТС АС должны быть оборудованы системами гарантийного электрического питания. Основное требование к организации электропитания потребителей АС заключается в том, чтобы единичная неисправность или ремонт элемента сети электропитания не вызывали повреждения и изменения режима контролируемого оборудования.

Для вторичного электропитания КТС энергообъектов с постоянным оперативным током должны использоваться источники гарантированного питания, первичное электропитание которых осуществляется от резервированной сети собственных нужд и оперативного постоянного тока (аккумуляторных батарей).

Эти источники должны обеспечивать электропитание КТС во всех эксплуатационных режимах работы энергообъектов.

Электропитание переменным напряжением каналов информации технологических защит, автоматических регуляторов, вычислительных средств, входящих в КТС устройств связи, противопожарной автоматики и особо ответственных механизмов необходимо осуществлять от агрегатов бесперебойного питания (АБП), которые работают с аккумуляторной батареей в буферном режиме. Первичное питание АБП должно осуществляться от секций 0,4 кВ собственных нужд. АБП должны иметь встроенную гальваническую развязку для исключения заземления аккумуляторной батареи. Система АБП должна оставаться работоспособной при потере питания собственных нужд на протяжении одного часа.

На АЭС первичное питание АБП осуществляется от секций надежного питания 6 кВ (резервируемых дизель генераторами) через разделительные трансформаторы 6/0,4 кВ с изолированной нейтралью 0,4 кВ. Подробные данные по организации аварийного электроснабжения АЭС содержатся в 12.10. На других энергообъектах, имеющих секции надежного питания, первичное электропитание АБП необходимо выполнять от этих секций.

Типы АБП должны выбираться на стадии рабочего проектирования после окончательного определения потребителей бесперебойного питания и их суммарной нагрузки.

Основными параметрами для выбора типа АБП являются: мощность нагрузки, коэффициент нагрузки Cos и показатель качества электроэнергии.

Электропитание средств резервного управления особо ответственным оборудованием, специализированных устройств РЗА, аварийной и предупредительной сигнализации должно осуществляться оперативным постоянным током от аккумуляторной батареи напряжением 220 или 110 В. На подстанциях с переменным оперативным током допускается питание устройств РЗА и АСДУ выпрямленным постоянным током от специальных блоков питания. Применяемые микропроцессорные устройства РЗА должны сохранять работоспособность при кратковременных перерывах питания до 40 мс. Допускается автоматическое резервирование питания устройств РЗА от токов короткого замыкания.

Электропитание системы управления и защиты энергоблоков и агрегатов электростанций должно осуществляться по группам потребителей: электрические защиты, автоматика, блокировки, средства управления, технологические защиты и их датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического контроля и их датчики, устройства аварийной и предупредительной сигнализации, системы обнаружения и тушения пожара, средства авторегулирования, средства вычислительной техники и их датчики.

Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу.

Распределение питания по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

Устройства АС должны иметь резервное электрическое питание с автоматическим и ручным переключением. Для контроля питания от основного или резервного источника каждое устройство должно иметь встроенную световую индикацию. В случае автоматического перехода устройства на резервное питание должна действовать сигнализация.

При потере питания отдельного устройства, группы или подгруппы потребителей должна действовать сигнализация.

Для блочных установок резервными источниками оперативного тока напряжением 220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУСН 0,4 кВ данного энергоблока и инверторы агрегатов бесперебойного питания.

Исправность средств автоматического ввода резерва (АВР) электрического питания устройств контроля состояния, управления, защит технологического оборудования и исправность устройств сигнализации потери их питания и автоматического перехода на резервное питание, должна периодически проверяться по графику, утверждѐнному техническим руководителем энергообъекта.

5.11.3.13 В комплект вводимых в эксплуатацию АС должны входить:

- техническое обеспечение в виде КТС, смонтированных в соответствии с рабочими чертежами (проектом) и подготовленных к эксплуатации;

- программное обеспечение в виде программ на машинных носителях информации; - проектная документация;

- эксплуатационная документация по всем видам обеспечения АС и АС в целом, содержащая все сведения о системе, необходимые для ее наладки, ввода в эксплуатацию и обеспечения эксплуатации;

- запасные изделия и приборы, стендовая аппаратура, устройства, специальный инструмент, средства наладки технических средств и контроля метрологических характеристик, необходимые для проверки работоспособности, наладки, ввода в эксплуатацию и обеспечения эксплуатации АС;

- формуляр на программное обеспечение АС в целом и формуляры на программные изделия.

По согласованию разработчиков АС с заказчиком АС комплектность АС может быть расширена.

5.11.3.14 Ввод в действие и приемка АС в эксплуатацию должны производиться в установленном действующими НД порядке.

Основанием для ввода АС в промышленную эксплуатацию должны быть положительные результаты приемочных испытаний и акт ввода АС в промышленную эксплуатацию. При этом, создание и ввод АС в эксплуатацию можно осуществлять в полном объеме или очередями, если это предусмотрено техническим заданием.

Техническим заданием может быть также установлено, что вводу АС в промышленную эксплуатацию предшествует еѐ опытная эксплуатация. Продолжительность опытной эксплуатации в части выполнения функций должна определяться достижением проектных параметров и критериев, установленных программами испытаний, но не более 6 месяцев. В этом случае ввод АС в опытную эксплуатацию должен осуществляться на основании положительных результатов предварительных испытаний и акта ввода АС в опытную эксплуатацию.

Приемка АС в опытную и (или) промышленную эксплуатацию должна производиться по завершении приемки в опытную и (или) промышленную эксплуатацию всех функций и задач, предусмотренных для данной АС или вводимой очереди.

Организация ввода АС в эксплуатацию должна обеспечить опережающую готовность АС к аналогичным работам и испытаниям на технологическом объекте управления. Так, технические средства и подсистемы АС, необходимые для проведения пусконаладочных работ и пуска энергоблока, должны быть приняты в опытную эксплуатацию до проведения указанных этапов ввода энергоблока в эксплуатацию.

5.11.3.15 В случае, если некоторые, предусмотренные проектом, функции АС не введены в эксплуатацию за срок, установленный для освоения технологического оборудования, должны быть оформлены обоснованные технические решения с указанием причин отказа от внедрения. и задание проектной организации на доработку проекта.

Технические решения должны быть согласованы с проектной организацией и утверждены руководством энергообъекта.

В случаях, когда это предусмотрено действующим законодательством или нормативными документами, принятые руководством энергообъекта решения должны быть согласованы с соответствующими органами государственного регулирования и надзора.

5.11.4 Требования к эксплуатации

5.11.4.1 После ввода в эксплуатацию все средства измерений и представления информации, устройства и программно-технические комплексы, реализующие информационные и управляющие функции и задачи АС - автоматическое регулирование, дистанционное и логическое управление запорными и регулирующими органами и механизмами, электрические и технологические защиты, технологическая сигнализация, блокировки, техническая диагностика, а также измерения теплотехнических, электрических, физических, дозиметрических, радиометрических, химических и механических параметров - должны содержаться в исправности и при работе технологического оборудования постоянно находиться в работе (в проектном объеме), обеспечивая выполнение заданных функций и качество работы.

5.11.4.2 Если в процессе эксплуатации внесены изменения в оборудование или технологическую схему, изменились условия эксплуатации или появились другие факторы, требующие изменения проектных решений, объем и технические решения по автоматизации оборудования определяет, обосновывает и устанавливает руководство энергообъекта с учетом обстоятельств, приведенных в 5.11.1.3.

В случаях, когда это предусмотрено действующим законодательством или НД, принятые руководством энергообъекта (эксплуатирующей организацией) решения должны быть согласованы с отраслевым органом, определенным Минтопэнерго Украины и/или энергосистемой и соответствующими органами государственного регулирования и надзора.

5.11.4.3 Основной задачей эксплуатации АС является обеспечение их работоспособности и соответствия проектным характеристикам за счет:

- технического обслуживания комплекса средств автоматизации в соответствии с установленным регламентом;

- проведения ремонта комплекса средств автоматизации в соответствии с требованиями проектной и заводской документации, действующими нормами и правилами;

- тщательного анализа функционирования АС в переходных и аварийных режимах на основании информации, предоставляемой ретроспективой аварийных событий, и

разработки мероприятий, устраняющих недостатки в работе АС;

- метрологического обеспечения;

- сбора и анализа данных о надежности комплекса средств АС, ведение документации и информационной базы данных по состоянию и надежности комплекса средств АС;

- сопровождения программного и информационного обеспечения;

- анализа эффективности функционирования АС и разработки предложений по их совершенствованию;

- замены устройств и технических средств, входящих в комплекс средств автоматизации, выработавших свой ресурс или исчерпавших срок службы, или не

удовлетворяющих возросшим техническим требованиям;

- опробования и испытания комплекса средств автоматизации.

5.11.4.4 При организации эксплуатации АС обязанности структурных подразделений по решению перечисленных задач эксплуатации, в том числе по обслуживанию комплекса технических средств и программного обеспечения, должны быть определены приказом руководителя энергообъекта. В этом приказе должен быть приведен перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслуживания.

5.11.4.5 Подразделения, обслуживающие АС, должны обеспечивать:

- поддержание системы в исправном состоянии и готовность к работе, своевременность проведения технического обслуживания и ремонтов, выполнение мероприятий по повышению надежности и эффективности использования, наличие запасных частей и приборов;

- эффективное использование АС, вычислительной техники и компьютерных систем в соответствии с действующими нормативами;

- совершенствование и развитие АС, включая внедрение новых задач, модернизацию КСА и программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии сбора и подготовки исходной информации;

- ведение классификаторов нормативно – справочной информации;

- организацию информационного взаимодействия со смежными и иерархическими уровнями АС;

- разработку и ведение документации АС, а также разработку инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АС;

- анализ работы АС, еѐ экономической эффективности, своевременное

представление отчетности;

- повышение квалификации персонала, осуществляющего эксплуатацию и обслуживание АС.

5.11.4.6 Персонал, эксплуатирующий технологическое оборудование, должен:

- своевременно вводить в работу и эффективно использовать все функции и задачи АС;

- обеспечить сохранность и чистоту устройств АС, установленных в зоне обслуживания оборудования;

5.11.4.7 Регулирующие и запорные органы, используемые в системах управления и оснащенные серводвигателем, в процессе эксплуатации должны удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должна обеспечиваться воздействием системы дистанционного или автоматического управления без дозакрытия вручную.

Обслуживание и ремонт регулирующих органов и их сочленений с исполнительными механизмами, редукторов электроприводов, соединительных полумуфт должен выполняться персоналом, ведущим ремонт основного оборудования, а установка их на место и приѐмка проводиться с участием персонала, обслуживающего системы управления.

Концевые выключатели, задействованные в схемах управления и электроавтоматики, обслуживает подразделение, обслуживающее эти системы. Изготовление и обслуживание кронштейнов для установки концевых выключателей осуществляет персонал, ведущий ремонт основного оборудования.

5.11.4.8 Изготовление, монтаж и обслуживание отборных устройств, бобышек гильз и штуцеров для установки датчиков, а также дроссельных органов расходомеров, должны выполняться персоналом, ведущим ремонт основного оборудования, а установка их на место и приѐмка проводиться с участием персонала, обслуживающего системы управления.

Установка, снятие и уплотнение датчиков, установленных внутри механизмов, и датчиков прямого действия выполняется персоналом, ведущим ремонт основного оборудования при участии персонала, обслуживающего системы управления.

Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсной линии для ее обслуживания при работе оборудования. Обслуживание этих запорных органов должен осуществлять персонал, обслуживающий основное оборудование.

5.11.4.9 Установку и сочленение электромагнитов с механизмом, клапаном или золотником, а также ремонт этих сочленений и механической части соленоидных клапанов производит персонал технологических цехов. Электромагниты обслуживает персонал, обслуживающий АС.

5.11.4.10 Текущие и капитальные ремонты, а также профилактические испытания электродвигателей (кроме их перемотки), входящих в комплект устройств автоматического регулирования, защиты и дистанционного управления, должен выполнять персонал, обслуживающий средства АС. Перемотка электродвигателей этих приводов должна выполняться электрическим цехом или специализированной организацией.

Снятие (установку) электродвигателей мощностью более 4 кВт и их транспортировку для ремонта (установки) производит персонал, ведущий ремонт основного оборудования.

5.11.4.11 Во время эксплуатации температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей, импульсные перенапряжения, радио- и импульсные помехи и интенсивность электростатических разрядов, а также запыленность в местах установки технических средств АС не должны превышать значений, допускаемых стандартами и техническими условиями на эти средства.

В местах расположения технических средств АС в помещениях технологических цехов температура в нормальных условиях должна находиться в пределах 5 - 60С, относительная влажность 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность должны быть не более соответственно 75С и 95%.

Микропроцессорные устройства РЗА должны применяться без встроенных вентиляторов. При наличии встроенных вентиляторов изготовителем устройства должна гарантироваться наработка на отказ системы вентиляции не меньше чем у основных функций устройства. При размещении устройств РЗА в шкафах (контейнерах) на открытых распределительных устройствах и в не отапливаемых помещениях должен предусматриваться их автоматический подогрев. Устройства должны сохранять работоспособность при температуре окружающей среды в диапазоне от - 5 до +55 С и относительной влажности до 80 %. Размещение устройств должно исключать попадание на них прямых солнечных лучей.

В помещениях щитов управления, где расположены средства вычислительной техники АС, температура и относительная влажность должны быть не выше соответственно 25С и 40-80 %. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры должны быть не более соответственно 35 С и 90 %.

Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционирование средств АС.

Температура в местах установки щитов управления технологическим оборудованием шкафного типа должна быть не выше 45 С, а в местах установки шкафов устройств вычислительной техники и логических устройств (20 5) С.

5.11.4.12 В процессе эксплуатации комплекс средств АС должен проходить проверку на соответствие проектным характеристикам по программам и графикам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта. В случае невозможности прямой проверки, испытания необходимо проводить в условиях, максимально имитирующих реальное состояние оборудования и комплекса средств АС.

5.11.4.13 Техническое обслуживание, ремонт и проверка комплекса средств автоматизации, в том числе сопротивления изоляции силовых и измерительных кабельных линий, должны проводиться в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем энергообъекта, по нормативам, методикам и инструкциям, разработанным на основании требований заводской документации и НД и утвержденным техническим руководителем энергообъекта. Ремонт средств вычислительной техники должен осуществляться, как правило, специализированными предприятиями по заводской технологии.

В случае выполнения ремонта специализированным предприятием, ответственность за сдачу средств в ремонт и приемку их из ремонта несет персонал цеха (службы), обслуживающего эти средства. Состав комиссии по приемке утверждается руководством энергообъекта.

5.11.4.14 Техническое обслуживание, ремонт и проверка КСА АС должны производиться при соблюдении условий безопасной эксплуатации оборудования энергообъекта в сроки, установленные проектом, и в соответствии с действующими НД. Порядок проведения технического обслуживания и вывода в ремонт должен определяться утвержденным положением.

5.11.4.15 Метрологическое обеспечение комплекса средств АС должно соответствовать требованиям настоящих Правил.

Запрещается эксплуатировать системы и технические средства КСА АС, не прошедшие поверки и калибровки в соответствии с требованиями НД.

5.11.4.16 Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены. Вывод из работы исправных технологических защит запрещается. Вывод из работы устройств технологической защиты на работающем оборудовании разрешается только в случаях:

- работы оборудования в переходных режимах, когда необходимость вывода защиты обусловлена инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

- при очевидной неисправности защиты. Вывод должен выполняться по распоряжению начальника смены электростанции с обязательным уведомлением технического руководителя энергообъекта и оформлением записи в оперативной документации;.

- для периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта, с разрешением оперативного персонала, в ведении которого они находятся.

Во всех остальных случаях вывод защит должен выполняться только по распоряжению технического руководителя энергообъекта с оформлением записи в оперативной документации.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается.

Ввод в эксплуатацию вновь смонтированных или реконструированных технологических защит должен выполняться по распоряжению технического руководителя энергообъекта по утвержденным им программам.

5.11.4.17 Перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток или, если во время останова на срок менее 3 суток проводились ремонтные работы в цепях защит, должно проводиться опробование исполнительных операций защит и устройств АВР технологического оборудования с воздействием на исполнительные органы.

Опробование проводится персоналом соответствующего технологического цеха совместно с персоналом, обслуживающим эти средства, в соответствии с инструкцией по эксплуатации защит.

При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием агрегата, проверка защиты должна осуществляться персоналом, обслуживающим эти средства, без воздействия на исполнительные органы с обязательной последующей проверкой при первой возможности.

5.11.4.18 Частота и объем проверок исправности технологических защит, предохранительных и автоматических устройств, а также арматуры должны соответствовать требованиям технологических регламентов эксплуатации энергоблоков и агрегатов и проводиться по графикам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта.

5.11.4.19 Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, клеммники, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и др.).

Панели защит и установленная на них аппаратура должны иметь с обеих сторон надписи, указывающие на их назначение.

На шкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

5.11.4.20 Алгоритмы работы технологических защит и блокировок, включая значения уставок и выдержек времени срабатывания, должны быть определены заводамиизготовителями оборудования. В случае реконструкции оборудования или отсутствия данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени устанавливаются на основании результатов испытаний.

На энергообъекте должна быть карта (журнал) уставок защит, блокировок и сигнализации, утверждѐнных техническим руководителем энергообъекта.

Ввод и вывод защит и блокировок в указанных выше случаях должны производиться только проектными устройствами. Аппаратура защиты и блокировок, имеющая устройства для изменения уставок, должна быть опломбирована (кроме регистрирующих приборов). Пломбы разрешается снимать только работниками, обслуживающими устройства защиты, с записью об этом в оперативном журнале.

5.11.4.21 Технологические защиты должны быть снабжены устройствами, фиксирующими первопричину их срабатывания.

Средства, фиксирующие первопричину срабатывания защиты, включая регистраторы событий, должны находиться в эксплуатации в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов должны учитываться (в оперативном журнале и журнале дефектов) и анализироваться, в том числе с определением причины и вида неисправностей, а также составляться мероприятия по предотвращению неправильной работі защит.

5.11.4.22 Введенные в эксплуатацию регуляторы (контуры регулирования) должны постоянно находиться в состоянии, обеспечивающем поддержание значений технологических параметров в пределах, регламентированных эксплуатационными и нормативно – техническими документами. Вывод исправных автоматических регуляторов допускается только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации или оперативному обслуживанию.

5.11.4.23 Автоматизированное технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящих Правил и НД, определяемым условиями их автоматизации.

5.11.4.24 По каждому введенному в эксплуатацию регулятору (контуру регулирования) на энергообъекте должны быть следующие данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонтов или замены вышедшей из строя аппаратуры:

- техническое описание и инструкция по эксплуатации;

- программа и методика испытаний; - исполнительные электрические схемы;

- карта или журнал параметров настройки.

5.11.4.25 Введенные в эксплуатацию средства логического управления должны постоянно находиться в состоянии, обеспечивающем выполнение соответствующих программ (алгоритмов).

Перед вводом в эксплуатацию средств логического управления после их отключения на срок более 3 суток или, если во внешних цепях или в шкафах средств логического управления проводились ремонтные работы, проводится проверка работоспособности средств логического управления с воздействием на исполнительные органы. Проверка проводится персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающего систему управления. При невозможности проверки исполнительных операций, проверку работоспособности средств логического управления производит персонал, обслуживающий средства управления, без воздействия на исполнительные органы.

Объѐм и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной техническим руководителем энергообъекта.

5.11.4.26 На работающем оборудовании ремонтные и наладочные работы в шкафах средств логического управления проводятся, как правило, при отключенных от них исполнительных цепях, а в исполнительных (внешних) цепях такие работы не проводятся.

В исключительных случаях ремонтные и наладочные работы в исполнительных (внешних) цепях проводятся на работающем оборудовании с разрешения технического руководства энергообъекта соответствии со специально разработанными и утвержденными программами по нарядам и распоряжениям.

5.11.4.27 Ввод в эксплуатацию устройств логического управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления должен производиться по распоряжению технического руководителя энергообъекта по утвержденным им программам.

5.11.4.28 При эксплуатации АС должны обеспечиваться сбор, обработка, анализ и хранение информации об отказах КСА АС.

5.11.4.29 Техническими и организационными мероприятиями должен быть исключен несанкционированный доступ в помещения, где размещен КСА АС.

5.11.4.30 По каждой АС обслуживающий персонал должен вести, по утвержденному техническим руководителем энергообъекта перечню, проектную, заводскую, техническую и эксплуатационную документацию.

5.11.4.31 Руководство энергообъектов должно осуществлять контроль за эксплуатацией АС, проводить анализ их функционирования и эффективности использования, а также разрабатывать мероприятия по развитию и совершенствованию АС и их своевременному техническому перевооружению.

5.12 Охрана труда

5.12.1 Работа по охране труда на энергопредприятиях должна проводиться в строгом соответствии с законом Украины ―Об охране труда‖, ―Кодексом законов Украины о труде ― и другими нормативными актами.

На каждом энергопредприятии, в каждом структурном подразделении и на рабочем месте должны быть созданы условия труда, соответствующие требованиям нормативных актов, а также обеспечено соблюдение прав работников, гарантированных законодательством об охране труда.

5.12.2 Вся работа по охране труда должна быть направлена на создание системы организационных мероприятий и технических средств, предназначенных для предотвращения воздействия на работающих опасных и вредных производственных факторов.

5.12.3 Устройство и эксплуатация оборудования, зданий и сооружений должны отвечать требованиям нормативных актов по охране труда.

5.12.4 Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживании и ремонте оборудования, зданий и сооружений, должны своевременно подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативными актами по охране труда.

5.12.5 На энергопредприятиях должны быть разработаны и утверждены инструкции по охране труда для всех работников производственных профессий (например, машинистов, электросварщиков, лаборантов, уборщиц и др.), а также на отдельные виды работ (работы на высоте, монтажные, ремонтные и др.) согласно с требованиями НД ДНАОП 0.00-4.15 ―Положение о разработке инструкций по охране труда‖ и ДНАОП 0.008.03 ―Порядок разработки и утверждения собственником нормативных актов об охране труда, действующих на предприятии‖.

5.12.6 На энергопредприятиях, в соответствии с нормативными актами, должно быть организовано лечебно-профилактическое обслуживание персонала:

- первичные, при поступлении на работу, и периодические медицинский и профилактический наркологический осмотры работников определенных категорий;

- профессиональный отбор для определения физиологической и психофизиологической пригодности к безопасному выполнению работ ( отдельных видов и операций);

- предрейсовые медицинские осмотры водителей транспортных средств; - лечебно-профилактическое питание и санитарно-бытовое обслуживание.

5.12.7 Каждый работник должен знать и строго выполнять требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте.

5.12.8 На каждом энергопредприятии должно быть разработано и утверждено ―Положение о системе управления охраной труда‖.

Общее руководство работой по охране труда и персональная ответственность за нее возлагается на первого руководителя (работодателя) энергопредприятия.

Руководители и должностные лица энергопредприятий обязаны обеспечивать проведение организационных и технических мероприятий по созданию безопасных и здоровых условий труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории, которая принадлежит энергопредприятию, контролировать их соответствие действующим требованиям безопасности и производственной санитарии, а также своевременно организовывать обучение, проверку знаний, инструктаж персонала, контроль за соблюдением им требований по охране труда.

При невозможности устранить воздействие на персонал вредных и опасных факторов, руководящие и должностные лица обязаны обеспечить персонал СИЗ, в зависимости от характера выполняемых работ.

5.12.9 При ремонте оборудования АЭС должны применяться устройства, понижающие воздействие ионизирующего излучения на персонал на рабочих местах, а также спецодежда и СИЗ. Должны проводиться мероприятия, направленные на снижение уровней загрянения радиоактивными веществами поверхностей оборудования, помещений и спецодежды, а также предупреждающие распространение и обеспечивающие локализацию загрязнений. Отходы должны перерабатываться и своевременно захороняться.

5.12.10 В случае возникновения пожаров, аварийных ситуаций, в т.ч. радиационных, и других нарушений в работе оборудования, персонал энергопредприятия и командированный другими предприятиями и организациями персонал должен принять меры по предупреждению развития аварии, пожара, выполнить необходимые защитные мероприятия и, в случае опасности для здоровья или жизни, покинуть рабочее место по маршруту, установленному планом эвакуации.

5.12.11 При выполнении строительно-монтажных, наладочных и ремонтных работ на одном и том же оборудовании или сооружении цеха энергопредприятия одновременно несколькими организациями по договорам с предприятием, руководство цеха (участка) совместно с руководством подрядных организаций обязано разработать совмещенный график работ и план согласованных мероприятий по охране труда, производственной санитарии, радиационной и взрывопожаробезопасности, учитывающие взаимодействие эксплуатационного, строительно-монтажного, наладочного и ремонтного персонала.

Ответственность за выполнение указанного плана мероприятий на своих участках, за соответствие квалификации персонала и соблюдение им требований охраны труда и пожарной безопасности несут соответствующие руководители.

5.12.12 Каждый несчастный случай, а также любые нарушения требований безопасности труда, которые могли бы привести к несчастным случаям или авариям, должны быть тщательно расследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры по предупреждению повторения подобных случаев. Сообщения о несчастных случаях, их расследование и учет должны осуществляться в соответствии с ДНАОП 0.00-4.03 ‗‗Положення про порядок розслідування та облік нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на виробництві‘‘.

Ответственность за правильное и своевременное расследование и учет несчастных случаев, оформление актов формы Н-1 и Н-5, разработку и реализацию мероприятий по устранению причин несчастного случая несет руководитель энергопредприятия.

5.12.13 Ответственность за несчастные случаи несут руководители и должностные лица энергопредприятия, не обеспечившие выполнение требований безопасности и производственной санитарии и не принявшие должных мер для предупреждения несчастных случаев, а также работники, которые непосредственно нарушили требования правил или инструкций по охране труда.

5.12.14 По материалам расследования несчастных случаев со смертельным исходом и групповых несчастных случаев, случаев непланированного облучения персонала, произшедших на АЭС, должны издаваться приказы о выполнении мероприятий, предложенных в актах расследования.

5.12.15 Весь персонал энергопредприятий должен быть практически обучен способам оказания первой доврачебной медицинской помощи, а также приемам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях непосредственно на месте происшествия согласно требованиям ДНАОП 1.1.10-5.05 ―Инструкция по оказании первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования‖. Проверка знаний инструкции должна проводиться при периодической проверке знаний по охране труда. Ежегодно, с применением современных тренажеров, должно проводиться обучение персонала способам реанимации для поддержания навыков по оказанию первой медицинской помощи.

5.12.16 В каждом цехе энергопредприятий, на подстанциях, районах и участках тепловых и кабельных сетей, в лабораториях и в других структурных подразделениях, а также в автомашинах выездных бригад должны быть аптечки или сумки первой помощи с постоянным запасом необходимых медикаментов и медицинских средств.

Персонал, в соответствии с типовыми нормами бесплатной выдачи, должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты, моющими средствами в зависимости от характера выполняемых работ и обязан ими пользоваться во время работы.

В случае неиспользования по назначению средств защиты, выданных для выполнения определенной работы, персонал несет ответственность за происшедший, в связи с этим, несчастный случай.

5.12.17 Персонал, находящийся в помещениях с действующим энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных щитов и им подобных), в закрытых и открытых распределительных устройствах, колодцах, камерах, каналах и туннелях электростанций, тепловых и электрических сетей, а также при обслуживании воздушных линий электропередач должен надевать защитные каски.

5.13 Пожарная безопасность

5.13.1 Обеспечение пожарной безопасности энергетических предприятий должно вестись в соответствии с Законом Украины ―О пожарной безопасности‖, ―Правилами пожарной безопасности в Украине‖, ―Правилами пожарной безопасности в компаниях, на предприятиях и в организациях энергетической отрасли Украины‖ и другими государственными и отраслевыми нормативными актами, реглементирующими отдельные вопросы пожарной безопасности.

5.13.2 Обеспечение пожарной безопасности является составной частью производственной деятельности всех работников энергопредприятий и возлагается на руководителей и уполномоченных ими лиц.

5.13.3 Устройство и эксплуатация оборудования, зданий и сооружений должны соответствовать требованиям НД.

Здания, сооружения и территория энергопредприятий должны быть оборудованы сетями противопожарного водоснабжения, установками обнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями НД. Территории энергопредприятий, а также здания, сооружения, помещения должны быть обеспечены соответствующими знаками безопасности согласно действующим НД.

5.13.4 На каждом энергопредприятии, с учетом пожарной опасности, приказом (инструкцией) должен быть установлен соответствующий противопожарный режим, а также составлены инструкции по ПБ:

- общеобъектная;

- для отдельных цехов, участков, лабораторий, помещений и т.п.;

- эксплуатации систем водоснабжения, установок выявления и тушения пожара;

- проведению пожароопасных видов работ, эксплуатации технологических установок, оборудования и т.п.

Инструкции должны разрабатываться на основании действующих правил и других нормативных актов, исходя из специфики пожарной опасности строений, сооружений, технологических процессов, технологического и производственного оборудования, также должен быть составлен оперативный план пожаротушения, который разрабатывается совместно специалистами пожарной охраны МВД и энергопредприятия. Все вышеуказанные документы должны утверждаться в установленном НД порядке.

5.13.5 Каждый работник должен четко знать и выполнять требования ППБ и установленный на энергопредприятии противопожарный режим, не допускать лично и останавливать действия других лиц, которые могут привести к пожару или возгоранию (загоранию).

5.13.6 Работники энергопредприятий должны проходить противопожарный инструктаж, совершенствовать знания по пожарной безопасности, регулярно принимать участие в противопожарных тренировках и проходить периодическую проверку знаний ППБ в соответствии с требованиями действующих НД по подготовке персонала и настоящих Правил.

Периодичность, тематика и объемы противопожарных тренировок должны определяться в соответствии с отраслевыми НД, с учетом необходимости приобретения практических навыков тушения пожаров во взаимодействии с пожарными подразделениями, не прекращая управления оборудованием.

5.13.7 Руководителем тушения пожара на энергопредприятии до прибытия первого пожарного подразделения является лицо, определенное инструкцией по ПБ.

По прибытии первого пожарного подразделения это лицо должно информировать об особенностях объекта, на котором возник пожар, и о принятых мерах по тушению пожара старшего командира пожарного подразделения, передать ему руководство тушением пожара, выдать письменный допуск на проведение пожаротушения и оказывать максимально возможную помощь в ликвидации пожара силами и средствами энергопредприятия.

5.13.8 На всех энергопредприятиях с количеством работающих 50 и более человек по решению трудового коллектива должны быть созданы пожарно-техничекие комиссии, возглавляемые техническим руководителем, а также добровольные пожарные дружины, которые проводят свою работу согласно с действующими нормативными актами.

5.13.9 Техническое обслуживание автоматических и других установок тушения пожара и пожарной сигнализации должно проводиться специально аттестованым персоналом энергопредприятия или его подразделений в соответствии с местными инструкциями.

Назначение лиц, ответственных за состояние противопожарного оборудования, и разграничение зон обслуживания определяется приказом по предприятию.

Первичные средства пожаротушения должны быть в постоянной готовности к работе, а их техническое обслуживание осуществляться в соответствии с действующими Правилами.

5.13.10 Работы, связанные с отключением участков противопожарного водопровода, перекрытием дорог и проездов, ремонтом технологического оборудования противопожарного водоснабжения, а также с отключением противопожарной автоматики и сигнализации, должны производиться по согласованию с лицом, ответственным за пожарную безопасность и эксплуатацию соответствующих участков (установок), только на основании письменного разрешения технического руководителя энергопредприятия и уведомления пожарной охраны объекта (при ее наличии).

5.13.11 Сварочные и другие опасные работы на энергопредприятиях, в том числе производимые ремонтными, монтажными и другими подрядными организациями, должны производиться в соответствии с требованиями ППБ и местных инструкций.

5.13.12 За организацию противопожарного режима на энергопредприятиях ответственность несут:

- руководители - за общее противопожарное состояние, организацию выполнения противопожарных мероприятий и требований противопожарного режима, работу созданных добровольных пожарных формирований;

- технические руководители - за работу пожарно-технических комиссий, техническое состояние средств пожаротушения и систем противопожарной автоматики, организацию выполнения нормативных противопожарных требований и подготовку персонала;

- руководители и инженерно-технические работники подразделений - за противопожарное состояние закрепленных за ними объектов и участков, а также подготовку персонала.

5.13.13 Каждый случай пожара (загорания) должен расследоваться специально назначенной комиссией для установления причин, убытков, виновников возникновения пожара (загорания) и разработки противопожарных мероприятий для других объектов отрасли согласно ГКД 34.20.801 ‗‗Инструкция по служебному расследованию, первичному учету пожаров, которые произошли на объектах Минтопэнерго Украины‘‘.

5.14 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха

5.14.1 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха общего назначения

5.14.1.1 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха должны соответствовать государственным и отраслевым нормативным актам и обеспечивать:

- надежное и эффективное поддержание в рабочих зонах производственных помещений стандартизированных параметров воздуха: температуры, влажности, подвижности, допустимых концентраций вредных веществ в воздухе, а также необходимых температурных условий воздушной среды в зоне размещения электроаппаратуры согласно с требованиями заводов-изготовителей оборудования и действующих НД;

- надежное поддержание концентраций взрывоопасных веществ в воздухе помещений со взрывоопасными производствами на уровне, который не превышает допустимый;

- надежное удаление дыма из маршрутов эвакуации персонала или надежное создание воздушного подпора против дыма при возникновении пожара.

5.14.1.2 Системы вентиляции помещений с производствами, выделяющими вредные вещества в виде аэрозолей, пара или пыли, должны обеспечивать выбросы вредных веществ в атмосферный воздух в объеме, не превышающем разрешенные выбросы, установленные для конкретных систем, как источников выбросов, согласно с действующими НД.

5.14.1.3 При эксплуатации систем вентиляции и кондиционирования воздуха должна быть обеспечена надежная работа связанных с ними вспомогательных систем, а именно: систем теплоснабжения воздухонагревателей, холодоснабжения воздухоохладителей, снабжения охлаждающей водой конденсаторов холодильных агрегатов автономных кондиционеров и холодильных машин, снабжения водой питьевого качества оросительных секций центральных кондиционеров и увлажнителей автономных кондиционеров, пароснабжения эжекторов холодильных пароэжекторных машин с параметрами рабочих сред согласно с требованиями заводов-изготовителей оборудования и указаниями местных эксплуатационных инструкций.

5.14.1.4 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха должны постоянно иметь предусмотренную проектом тепловую и противопожарную изоляцию воздуховодов, которая должна быть всегда в исправном состоянии. Толщина слоя противопожарной изоляции и ее материал, а также количество воздуховодов с противопожарной изоляцией должны быть согласованы со структурами пожарной охраны.

5.14.1.5 Начало и окончание работы вентсистем периодического действия, которые выбрасывают в атмосферный воздух вредные вещества и для которых установлены нормативы разрешенных выбросов, должны фиксироваться в журнале эксплуатации вентсистем, что необходимо для расчетов валовых выбросов вредных веществ.

5.14.1.6 На каждую вентсистему должен быть заведен паспорт установленного НД образца. В паспорт необходимо заносить данные аэродинамических и теплотехнических испытаний, выполняемых в процессе наладки вентсистем после монтажа, ремонта или реконструкции и периодических, один раз в год, а также сведения о выполненных ремонтах и реконструкциях.

5.14.1.7 На каждое газо или пылеулавливающее оборудование вытяжных вентсистем, на основании результатов испытаний, должен быть заведен паспорт газоочистной установки (ГОУ), который подлежит согласованию с природоохранными органами. Форма паспорта должна соответствовать государственным правилам эксплуатации установок очистки газа.

5.14.1.8 Газопылеулавливающее оборудование должно периодически, один раз в год, испытываться для определения эффективности очистки вытяжного воздуха, а также максимальных, средних и минимальных значений концентрации вредных веществ в воздухе, удаляемом в атмосферу.

5.14.1.9 Для каждого объекта (здания, сооружения) должна быть разработана инструкция по эксплуатации систем вентиляции, в которой должны быть приведены режимные карты эксплуатации каждой вентсистемы, содержащие следующие сведения:

- режим эксплуатации: круглогодичный, эксплуатация в теплое или холодное время года;

- режим управления: ручной, автоматический (по импульсам от датчиков);

- режим работы: односменный, двухсменный, круглосуточный, периодический - в зависимости от необходимости, кратковременный - с фиксированным временем работы, аварийный;

- время включения и выключения вентсистемы (для кратковременного режима с фиксированным временем и для односменного и двухсменного режимов работы);

- время перехода с режима эксплуатации в теплое время года на режим эксплуатации в холодное время года, и наоборот;

- время ввода в работу резервного вентоборудования;

- время проверки работы оборудования и автоматики аварийных вентсистем; - время проверки огнезадерживающих клапанов.

5.14.1.10 Порядок организации оперативного и технического обслуживания, ремонта, наладки и испытаний систем вентиляции и кондиционирования воздуха должен быть установлен руководством энергопредприятия (энергообъекта) согласно с типовыми положениями и инструкциями, с учетом местных условий.

5.14.1.11 Изменения схем существующих систем вентиляции или кондиционирования воздуха должны осуществляться только по предварительно разработанному проекту реконструкции. Все изменения должны соответствовать действующим правилам промышленной санитарии, пожаровзрывобезопасности и охраны труда. Любые самовольные врезки в существующую систему воздуховодов не допускаются.

5.14.1.12 Фактические расходы тепла и электроэнергии на вентиляцию и кондиционирование воздуха должны быть экономически обоснованы и соответствовать нормативным показателям, утвержденным руководством энергообъекта, энергопредприятия.

5.14.1.13 Каждая вентсистема и система кондиционирования воздуха, а также каждый ее механизм и аппаратура должны иметь оперативные обозначения. При присвоении оперативных обозначений системам вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооружений, расположенных в пределах производственной площадки энергопредприятия, следует придерживаться принципа неповторяемости.

5.14.1.14 Надписи оперативных обозначений систем вентиляции и кондиционирования воздуха должны быть нанесены на их воздуховоды с интервалом от 10 до 20 м, при этом они обязательно должны находиться на транзитных участках воздуховодов и в местах скопления других коммуникаций.

5.14.2 Системы вентиляции и удаления газообразных продуктов АЭС

5.14.2.1 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха АЭС должны отвечать требованиям предыдущего подраздела настоящих правил, не противоречащим нормативным актам, действующим в атомной энергетике, а также требованиям санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных электростанций.

5.14.2.2 Системы вентиляции должны обеспечивать бесперебойное снабжение обслуживаемых помещений АЭС чистым воздухом в соответствии с проектными режимами и поддержание при всех нормальных эксплуатационных режимах работы АЭС в герметичных помещениях и боксах, где возможно появление радиоактивных газов и аэрозолей, разрежения в пределах значений, соответствующих проекту и действующим НД.

5.14.2.3 На АЭС должен соблюдаться принцип раздельного вентилирования помещений зоны строго режима и зоны свободного режима. В зоне строгого режима должна обеспечиваться направленность движения воздуха только в сторону более ―грязных‖ помещений.

5.14.2.4 В помещениях, в пределах которых возможно выделение радиоактивных газов, аэрозолей, йода необходимо предусматривать подачу к СИЗ (пневмокостюмам, пневмомаскам) воздуха, очищенного от механических примесей, радиоактивных аэрозолей и подогретого до 18 о С.

5.14.2.5 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха зоны строгого режима должны иметь 100 % резерв вентагрегатов с автоматическим вводом резерва. Вытяжные и рециркуляционные вентсистемы, отнесенные к локализирующим и обеспечивающим системам, должны питаться от сети надежного электроснабжения и быть обеспечены самозапуском вентагрегатов после перерыва питания.

5.14.2.6 На время проведения ремонта технологического оборудования в герметичных помещениях и боксах следует увеличивать количество воздуха, который забирается с этих помещений вытяжными системами, путем включения резервных вентагрегатов.

5.14.2.7 Запрещается объединять различные по степени радиоактивного загрязнения помещения воздуховодами одной системы вентиляции. Вентиляция реакторного зала должна осуществляться самостоятельными вентсистемами, при этом воздухообмен в реакторном зале должен быть не менее однократного в час (при условии посещения его персоналом).

5.14.2.8 Во время эксплуатации систем вентиляции, важных для эксплуатации АЭС, должны контролироваться следующие параметры:

- напор, создаваемый вентиляторами;

- расход воздуха;

- сопротивление фильтров;

- концентрация радиоактивных йода, газов и аэрозолей перед фильтрами и после них.

Концентрация радиоактивных йода, газов и аэрозолей, а также расход воздуха в вентиляционных трубах должны контролироваться беспрерывно.

Объем и периодичность контроля должны определяться местными инструкциями.

5.14.2.9 При очистке воздуха (газов) угольными фильтрами систем вентиляции относительная влажность очищаемого воздуха (газов) не должна превышать 70 %. Запрещается эксплуатация этих фильтров при отключенном влагомере.

5.14.2.10 На АЭС должна постоянно вестись работа, направленная на снижение величины активности газообразных выбросов.

Эксплуатация систем очистки и удаления воздуха не должна допускать возможность превышения максимальных выбросов радиоактивных веществ, установленных нормативами. Эксплуатация АЭС с выбросами, радиоактивность которых превышает нормативную максимальную величину, запрещается.

5.14.2.11 В случае наличия на АЭС нескольких вентиляционных труб, активность выбросов через каждую из них должна нормироваться таким образом, чтобы суммарная активность не превышала установленную.

5.14.2.12 Газы и воздух, которые забираются от технологического оборудования с радиоактивными веществами, перед выбросом в атмосферу должны очищаться, а при необходимости - выдерживаться в специальных газгольдерах.

5.14.2.13 В случае возникновения аварийной ситуации на АЭС, которая может привести к загрязнению радионуклидами воздушной среды в зоне воздухозаборных устройств приточных вентсистем основных и вспомогательных зданий, необходимо отключить все приточно-вытяжные воздухообменные вентсистемы, которые не связаны с обеспечением условий работы технологического оборудования во время ликвидации аварии.

5.14.2.14 Система очистки радиоактивно загрязненных газов, которые удаляются из технологического оборудования, должна быть оснащена необходимыми СИТ. Управление этой системой должно осуществляться дистанционно.

5.14.2.15 Во всех элементах оборудования систем сбора и очистки радиоактивных газов, газгольдерах и других емкостях, где возможно выделение и накопление водорода, систематически должна контролироваться его концентрация.

Концентрация водорода в газе более 3 % не должна допускаться.

Элементы, подлежащие контролю на возможное выделение и накопление водорода, должны быть указаны в местной инструкции по эксплуатации на основании проекта.

5.14.2.16 Эксплуатация установок дожигания водорода на АЭС должна осуществляться в соответствии со специальной инструкцией. Запрещается эксплуатация этой установки при объемной концентрации водорода после контактного аппарата более 1 %.

5.14.2.17 Запрещается длительная (более 3 часов) эксплуатация установки дожигания водорода, если температура газа, поступающего в контактный аппарат, меньше 120 о С.

5.14.2.18 Осмотр оборудования систем вентиляции, очистки газов и дожигания водорода на АЭС, опробование их резервных агрегатов и введение их в работу осуществляется периодически, по графику. Капитальный ремонт этого оборудования должен проводиться по мере необходимости.

5.14.2.19 Ремонт вентагрегатов или замена фильтров в системах ремонтной вентиляции АЭС не должна выполняться во время проведения ремонтных работ или работ, связанных с перегрузкой ЯТ (за исключением резервного вентоборудования).

5.15 Соблюдение природоохранных требований

5.15.1 Расположение, проектирование, строительство, эксплуатация, ввод и вывод из эксплуатации энергообъектов, энергопредприятий должны осуществляться в строгом соответствии с Законами Украины ―Об охране окружающей природной среды‖, ―Об охране атмосферного воздуха‖, ―Об отходах‖, с соблюдением требований ―Водного Кодекса Украины‖, соответствующих подзаконных актов, а также санитарных норм и правил, стандартов, других государственных и отраслевых НД, касающихся охраны окружающей среды.

Эксплуатация энергоустановок, которые не обеспечивают соблюдение установленных санитарных и природоохранных нормативных требований, запрещается.

5.15.2 На этапе выбора площадки для нового строительства энергообъектов, энергопредприятий необходимо подготовить исходные данные о состоянии природной среды в районе их расположения (поверхностные и подземные воды, атмосфера, почвы, агрокультуры), с целью получения ―фоновых‖ показателей (химических и радиологических) как основы для последующих оценок влияния энергетических объектов.

5.15.3 Новое строительство, расширение, реконструкция и техническое переоснащение энергетических предприятий, их отдельных сооружений разрешаются после разработки материалов оценки влияния на окружающую среду и получения положительного заключения природоохранных органов.

5.15.4 Все природоохранные комплексы, сооружения и установки на новых энергообъектах должны иметь эксплуатационную готовность до начала проведения предпусковых операций на основном энергетическом оборудовании.

5.15.5 При эксплуатации газоочистительного и пылеулавливающего оборудования, а также сооружений для очистки производственных сточных вод, мест размещения отходов необходимо руководствоваться соответствующими действующими государственными и отраслевыми НД, проектными материалами и разработанными на их базе инструкциями.

5.15.6 При эксплуатации энергоустановок не должны превышаться согласованные государственными природоохранными и санитарными органами ограничительные величины (нормы, нормативы, лимиты и т.д.) выбросов вредных веществ в атмосферу, сбросов загрязняющих веществ в водные объекты, водопотребления и водоотведения, образования и размещения отходов, а также допускаемые уровни напряженности электрического и магнитного полей, вибраций, шума и других вредных факторов.

При эксплуатации ВЭУ дополнительно должно уделяться внимание защите животных и птиц. При массовых поражениях птиц должна быть создана экспертная группа с участием орнитологов и на основе наблюдений разработан план мероприятий для снижения поражений: изменение цвета лопастей, подсветка, отпугивание звуком и т.п.

5.15.7 Все энергопредприятия должны проводить инвентаризацию источников выбросов, сбросов и образования отходов. Объемы и периодичность проведения (пересмотра, уточнения) инвентаризации устанавливаются соответствующими государственными и отраслевыми НД и могут корректироваться природоохранными органами.

5.15.8 Энергопредприятия должны контролировать и учитывать количества выбросов и сбросов загрязняющих веществ в атмосферу и водоемы, объемы забираемых и сбрасываемых в водоемы вод, объемы образования и размещения отходов, а также интенсивность других вредных факторов.

Кроме того, на АЭС являются подконтрольными тепловые и радиационные загрязнения окружающей среды.

5.15.9 Для контроля за выбросами и сбросами загрязняющих веществ в окружающую среду, объемами воды, забираемой и сбрасываемой в водоемы, каждый энергообъект должен оснащаться непрерывно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения по техническим или экономическим причинам должны использоваться расчетные методы и прямые периодические измерения, выполняемые лицензированными организациями по графикам и методикам, согласованным в установленном порядке.

На АЭС должна предусматриваться система автоматизированного контроля параметров, характеризующих радиационное состояние на промплощадке и прилегающих территориях при всех режимах работы, включая запроектные аварии, а также в случае прекращения эксплуатации.

Для контроля – учета объемов образования и размещения отходов необходимо использовать в основном расчетные методы, а в отдельных случаях (для твердых бытовых, отдельных видов твердых промышленных отходов и т.п.) могут применяться методы прямого взвешивания или измерения при отгрузке.

Расчетные методы контроля – учета вредных выбросов и сбросов, образования и размещения отходов базируются на основе фактических материально-сырьевых балансов производства.

Сокрытие номенклатуры и объемов материально-технического потребления и списания не допускается.

Контроль уровней напряженности электрических и магнитных полей, вибраций и шума осуществляется при помощи специальных СИТ.

5.15.10 С целью определения и прогнозирования своего влияния, своевременного выявления отрицательных последствий, их предотвращения и преодоления, энергопредприятия обязаны организовывать мониторинг окружающей среды, в частности атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод и почв. Объемы, места и периодичность мониторинга устанавливаются соответствующими государственными и отраслевыми НД и в каждом отдельном случае уточняются и согласовываются региональными природоохранными и санитарными органами.

5.15.11 Для выявления возможной миграции радионуклидов на территории площадки АЭС проектами должны предусматриваться наблюдательные скважины, оборудованные средствами отбора контрольных проб воды.

5.15.12 При отоплении и горячем водоснабжении промышленной зоны и коммунального хозяйства от источников тепла АЭС необходимо осуществлять контроль радиоактивности тепловых сетей и отопительных устройств в соответствии с действующими НД.

5.15.13 Все энергопредприятия должны иметь специально оборудованные места для временного хранения – накопления, а также места для долговременного размещения отходов.

АЭС, исходя из местных природных, санитарных и технико-экономических условий, должны иметь пункты хранения радиоактивных отходов.

5.15.14 В случае нарушения пределов или условий безопасности АЭС, сопровождаемых радиационными последствиями, администрация АЭС обязана поставить в известность эксплуатирующую организацию, органы государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности, а также органы местного самоуправления, находящиеся в районе 30-километровой зоны.

5.15.15 Все энергопредприятия должны иметь планы мероприятий по снижению объемов выбросов вредных веществ в атмосферу в случае возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного или природного характера, предупреждению аварийных и других залповых выбросов и сбросов вредных веществ в окружающую среду, организации работы в сфере обращения с отходами.

5.15.16 При эксплуатации энергоустановок необходимо разрабатывать и внедрять мероприятия по непрерывному ограничению их прямого или косвенного вредного влияния на окружающую среду. В связи с этим должны разрабатываться и неуклонно выполняться текущие планы реализации эффективных мероприятий по уменьшению загрязнения воздушного и водного бассейнов, потребления свежей воды, снижения объемов образования и размещения отходов, минимизации влияния на окружающую среду мест удаления отходов, а также других объектов и вредных факторов.

5.15.17 С целью повышения эффективности текущих планов ограничения вредного воздействия на окружающую среду все энергопредприятия должны комплексно обследоваться каждые пять лет на предмет соблюдения ими природоохранного законодательства, определения технического состояния природоохранных сооружений и установок, общего состояния охраны окружающей среды, разработки оптимальных мероприятий по минимизации выбросов, сбросов, водопотребления, отходообразования и

т.п. Обследования должны проводиться по типовой программе, утвержденной руководством отрасли, силами лицензированных организаций.

6 ТЕРРИТОРИЯ, ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

6.1 Территория

6.1.1 Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений энергообъекта, соблюдения требований по охране окружающей среды должны быть выполнены и содержаться в исправном состоянии:

- системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории энергообъекта, от зданий и сооружений (дренажи, каптажи, канавы, водоотводящие каналы и др.);

- глушители шума выхлопных трубопроводов, а также другие устройства и сооружения, предназначенные для локализации источников шума и снижения его уровня до нормы;

- системы очистки вентиляционных выбросов от пыли, радиоактивных газов и аэрозолей;

- сооружения для очистки загрязненных сточных вод и промливневой канализации;

- сети водопровода, канализации, дренажа, теплофикации, транспортные магистрали газообразного и жидкого топлива, гидрозолоудаления и их сооружения;

- источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источников водоснабжения;

- железнодорожные пути и переезды, автомобильные дороги, пожарные проезды, подъезды к пожарным гидрантам, водоемам и градирням, мосты, пешеходные переходы и др.;

- противооползневые, противообвальные, берегоукрепительные, противолавинные и противоселевые сооружения;

- базисные и рабочие реперы и марки;

- пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод;

- системы контроля радиационной обстановки на территории АЭС, санитарнозащитной зоны и зоны наблюдения;

- комплекс инженерно-технических средств охраны (ограждения, освещение, контрольно-пропускные пункты, служебные помещения); - системы молниезащиты и заземления.

Кроме того, должно систематически проводиться озеленение и благоустройство территории.

На ВЭС не допускается высадка деревьев на расстоянии от ВЭУ менее 20-ти кратного диаметра ротора.

6.1.2 Территория АЭС должна соответствовать требованиям ДНАОП 0.03-1.73

―Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций‖, ДНАОП 0.031.76 ―Правила радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций‖ и НД по охране окружающей среды.

6.1.3 Территория энергообъекта должна охраняться в соответствии с нормативными требованиями по специальному проекту.

На территории ВЭС ограждается только территория, на которой расположены основные и вспомогательные здания и сооружения (ЦПУ, мастерские, склады, ОРУ и т.п.). ВЭУ и трансформаторные пункты не ограждаются. Территория между ними может использоваться в сельскохозяйственных целях.

6.1.4 На территории (площадке) АЭС должны быть постоянно задействованы главный вход и не менее двух запасных в местах по периметру территории, оборудованные контрольно-пропускными пунктами для дозиметрического контроля всех покидающих АЭС людей и транспортных средств, а также вывозимых (выносимых) материалов, оборудования, приборов и т.п. Транспортные средства перед выездом с территории АЭС при необходимости должны подвергаться дезактивации в специально оборудованных местах.

6.1.5 Транспортировка по территории АЭС ЯТ, радиоактивных материалов, отходов, загрязненного оборудования, приборов и прочего должна проводиться в соответствии с правилами транспортировки материалов и источников радиоактивных излучений с использованием проектных технологических схем, устройств и приспособлений.

Транспортировка отработанного топлива, жидких и твердых радиоактивных отходов на территории АЭС по трассам, не предусмотренным проектом, может быть выполнена только по разрешению технического руководителя АЭС с соблюдением установленных правил. Разрешение должно быть оформлено распорядительным документом и утверждено техническим директором АЭС.

6.1.6 Строительство зданий и сооружений под газоходами, эстакадами запрещается.

6.1.7 Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы и кабели должны быть обозначены на поверхности земли указателями.

6.1.8 Проезд транспортных средств и механизмов на территории энергообъекта должен быть обеспечен ко всем сооружениям и зданиям, а также вдоль водоподводящих и отводящих каналов, водоподпорных и ограждающих плотин и дамб, трасс подземных трубопроводов.

6.1.9 Пешеходные дорожки на территории энергообъекта должны соединять между собой все здания и обеспечивать безопасность передвижения в местах пересечения с транспортными коммуникациями.

6.1.10 При наличии на территории энергообъекта электрохимической коррозии должна быть обеспечена электрохимическая защита подземных металлических сооружений и коммуникаций от коррозии и разрушения. Электрические измерения по определению опасности коррозии, вызываемой блуждающими токами, должны проводится со следующей периодичностью: а) в зонах действия средств электрохимической защиты один раз в год; б) в остальных случаях один раз в 3 года.

6.1.11 Все водоотводящие сети и устройства весной должны быть осмотрены и подготовлены к пропуску талых вод; места прохода кабелей, труб, вентиляционных каналов через стены зданий должны быть уплотнены, а откачивающие механизмы приведены в состояние готовности к работе. По результатам подготовки оформляется и утверждается техническим директором предприятия соответствующий акт.

6.1.12 Контроль за режимом грунтовых вод – уровнем воды в контрольных скважинах (пьезометрах) – должен проводиться: в первый год эксплуатации – не реже одного раза в месяц, в последующие годы – в зависимости от изменений уровня грунтовых вод, но не реже одного раза в квартал. Количество работающих скважин должно соответствовать проектному.

В карстовых зонах контроль за режимом грунтовых вод должен быть организован по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией.

Измерения температуры воды и отбор ее проб на химический анализ из скважин должны производиться в соответствии с местной инструкцией.

Контроль за радиоактивностью грунтовых вод на АЭС должен производиться в соответствии с указаниями отдела (службы) радиационной безопасности и требованиями санитарных органов надзора.

Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

6.1.13 На энергообъектах должен быть налажен систематический химикоаналитический контроль за качеством подземных вод крупных накопителей отходов по скважинам наблюдательной сети с периодичностью один раз в полгода; данные анализов должны передаваться территориальному управлению экологии и природных ресурсов для получения заключения о происшедших изменениях качества воды.

6.1.14 Систематически, и особенно во время дождей, должен вестись надзор за состоянием откосов, косогоров, выемок территории энергообъекта и, при необходимости, приниматься меры к их укреплению.

6.1.15 В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории энергообъекта должны быть приняты меры к устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и ликвидации их последствий.

6.1.16 Железнодорожные пути, мосты и сооружения на них, находящиеся в ведении энергообъекта, должны содержаться и ремонтироваться в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации железных дорог.

6.1.17 Содержание и ремонт автомобильных дорог, мостов и сооружений на них должны соответствовать требованиям действующих технических правил ремонта и содержания автомобильных дорог.

6.1.18 Контроль технического состояния мостов различных конструкций и назначений, находящихся на балансе энергопредприятий, должен предусматривать:

а) организацию осмотров в сроки и в объемах, предусмотренных проектной

документацией;

б) выполнение обследования мостов с периодичностью один раз в 5 лет для

деревянных и один раз в 10 лет для бетонных, каменных и металлических.

Обследования должны проводиться по программе комиссиями с участием представителей Госинспекции по эксплуатации электрических станций и сетей и проектных организаций. Результаты должны быть оформлены актом.

Цельносварные, цельноклепаные, а также усиленные сваркой стальные и сталежелезобетонные пролетные строения должны осматриваться в зимний период не реже одного раза в месяц, а при температуре ниже минус 20 С – ежедневно.

6.1.19 В период низких температур проезжая часть, а также пешеходные дорожки и подходы к мостам должны очищаться от снега и льда.

6.2 Производственные здания, сооружения и санитарно-технические устройства

6.2.1 Производственные здания и сооружения энергообъекта должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем длительное надежное использование их по назначению, соблюдение требований санитарно-технических норм и безопасности труда персонала.

Эксплуатация производственных зданий и сооружений должна соответствовать требованиям ‗‗Положения о безопасной и надежной эксплуатации производственных зданий и сооружений‘‘, зарегистрированного в Министерстве юстиции Украины 6 июня 1998 г. №424-2864.

6.2.2 Здания АЭС, в которых размещается оборудование с радиоактивным теплоносителем, хранилища радиоактивных отходов, а также другие здания или отдельные помещения, в которых производят работы с радиоактивными веществами, материалами и приборами, включая и ремонт радиоактивного оборудования, должны быть спроектированы и эксплуатироваться в соответствии с ДНАОП 0.03-1.73 и ДНАОП 0.03-

1.76.

6.2.3 На энергообъектах должно быть организовано систематическое наблюдение за зданиями и сооружениями в процессе их эксплуатации в объеме и с периодичностью, определяемыми ―Правилами обследований, оценки технического состояния и паспортизации производственных зданий и сооружений‖, зарегистрированными в Министерстве юстиции Украины 6 июня 1998 г. №423/2863.

Строительные конструкции основных производственных зданий и сооружений по перечню, утвержденному руководителем энергообъекта, согласованному с Генпроектировщиком, один раз в 5 лет должны подвергаться техническому освидетельствованию специализированной организацией, имеющей государственную лицензию на проведение такого рода работ.

Внеочередные обследования производятся в связи с чрезвычайными ситуациями (ураганные ветры, большие ливни или снегопады, пожары, землетрясения и т.п.) или авариями, которые привели к изменению технического состояния объекта.

6.2.4 При весеннем техническом осмотре должны быть уточнены объемы работ по ремонту зданий, сооружений и санитарно-технических систем, предусматриваемому на летний период, и выявлены объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года.

При осеннем техническом осмотре должна быть проверена подготовка зданий и сооружений к зиме.

6.2.5 На энергообъектах должны быть организованы наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования: в первый год эксплуатации – три раза, во второй – два раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов – один раз в год, после стабилизации осадок (1 мм в год и менее) – не реже одного раза в 5 лет.

6.2.6 Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями строительных конструкций, обследования зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению от действующего оборудования при постоянной вибрации, просадочных грунтах, в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше должны производиться по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией, но не реже одного раза в 3 года.

6.2.7 Вентиляционные трубы АЭС и дымовые трубы электростанций, газоходы и башни градирен подвергаются наружному осмотру один раз в год (весной). Внутреннее обследование дымовых труб должно производиться через 5 лет после их ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости, но не реже одного раза в 15 лет. Внутреннее обследование труб с кирпичной и монолитной футеровкой может быть заменено тепловизионным обследованием с частотой не реже одного раза в 5 лет.

6.2.8 При наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования должно контролироваться состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

Оценка состояния металлических и железобетонных опор ВЛ должна осуществляться в соответствии с требованиями, изложенными в ГКД 34.20.571.

Оценка состояния металлических и железобетонных порталов ОРУ должна осуществляться в соответствии с требованиями, изложенными в ГКД 34.20.572.

6.2.9 В помещениях водоподготовительных установок должны контролироваться и поддерживаться в исправном состоянии дренажные каналы, лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрого хранения коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи.

6.2.10 При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение с использованием маяков и инструментальными измерениями. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

6.2.11 Не допускается пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и ограждающих конструкциях, установка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и других устройств, вырезка связей каркаса без согласования с проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (сооружения), а также хранение резервного оборудования и других изделий и материалов в не предусмотренных проектом местах.

Дополнительные нагрузки, устройство проемов, отверстий могут быть допущены только после поверочного расчета строительных конструкций и, если окажется необходимым, их усиления.

Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных должны быть определены предельные нагрузки и указаны в табличках, устанавливаемых на видных местах.

При изменении (снижении) несущей способности перекрытий в процессе эксплуатации допустимые нагрузки должны корректироваться с учетом технического состояния, выявленного обследованием и поверочными расчетами.

6.2.12 Кровли зданий и сооружений весной и осенью должны очищаться от мусора, золовых отложений и строительных материалов, система сброса ливневых вод должна очищаться, ее работоспособность должна проверяться.

6.2.13 Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии; должен быть установлен контроль за эффективностью антикоррозийной защиты.

6.2.14 Окраска помещений и оборудования энергообъектов должна удовлетворять требованиям промышленной эстетики и санитарии, инструкции по отличительной окраске трубопроводов, а также правил и норм в атомной энергетике.

Все отступления от проектных решений фасадов зданий, интерьеров основных помещений должны согласовываться с проектной организацией.

6.2.15 Строительные конструкции, фундаменты зданий, сооружений и оборудования должны быть защищены от попадания минеральных масел, кислот, щелочей, пара и воды.

6.2.16 Системы отопления, вентиляционные и аэрационные установки должны быть работоспособными и обеспечивать нормируемые параметры воздушной среды, надежность работы энергетического оборудования и долговечность ограждающих конструкций. Эксплуатация систем должна осуществляться в соответствии с местными инструкциями.

6.2.17 Гидроуборка тракта топливоподачи при температурах в помещениях ниже 5 С, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних поверхностей помещений запрещается. Режим гидроуборки и график ее проведения должен быть установлен в местной инструкции.

6.2.18 Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий, сооружений должны постоянно содержаться в исправном состоянии и чистоте. В помещениях и на оборудовании не должно допускаться скопление пыли.

6.2.19 Требования к организации и порядку проведения расследования причин аварий зданий, сооружений, их частей и конструктивных элементов , происшедших в процессе строительства, технического перевооружения, реконструкции, эксплуатации или консервации должны соответствовать ДБН В.1.2-1-95.

6.2.20 Территория ПС должна быть оборудована охранной сигнализацией.

6.2.21 На каждом энергообъекте должен быть составлен перечень определяющий закрепление оборудования, зданий, сооружений помещений и эстакад за подразделениями, в котором определяются границы зоны обслуживания и ответственности за исправное состояние между подразделениями энергообъекта.

6.2.22 Здания, сооружения, относящиеся к зоне строгого режима должны быть разделены на три категории обслуживания: необслуживаемые, полуобслуживаемые, обслуживаемые. В проектах АЭС должно быть четко определено, к какой категории помещений зоны строгого режима относится конкретное помещение.

6.2.23 При нормальной эксплуатации АЭС и в случае аварии должна быть обеспечена герметичность необслуживаемых помещений. Герметичность помещений и работоспособность сигнализации об открытии герметичных дверей должны периодически проверяться. При работе энергоблока двери необслуживаемых помещений должны быть заблокированы для исключения случайных заходов персонала.

6.2.24 Поверхности помещений зоны строгого режима должны быть защищены влагостойкими и легко дезактивируемыми материалами.

7 ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ, ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО И ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ГИДРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

7.1 Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование

7.1.1 Гидротехнические сооружения

7.1.1.1 При эксплуатации гидротехнических сооружений должны быть обеспечены их безопасное состояние и надежная работа, а также бесперебойная и экономичная работа технологического оборудования при соблюдении требований охраны окружающей среды. Особое внимание должно быть уделено обеспечению надежности работы противофильтрационных и дренажных устройств.

Гидротехнические сооружения (водоподпорные плотины и дамбы, каналы, туннели, трубопроводы, водозаборы и водосбросы, дамбы золошлакоотвалов и др.) должны удовлетворять нормативным (проектным) требованиям по устойчивости, прочности, долговечности, экологии.

Сооружения и конструкции, находящиеся под напором воды, а также их основания и примыкания должны удовлетворять нормативным (проектным) показателям водонепроницаемости и морозостойкости.

Гидротехнические сооружения должны предохраняться от повреждений, вызываемых неблагоприятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и воды. Повреждения должны быть своевременно устранены.

Все напорные гидротехнические сооружения, находящиеся в эксплуатации более 25 лет, независимо от их состояния, должны периодически подвергаться многофакторному исследованию с учетом процессов ‗‗старения‘‘ и оценкой их прочности, устойчивости и эксплуатационной надежности с привлечением специализированных организаций. По результатам исследований должны быть приняты меры, обеспечивающие работоспособность сооружений.

7.1.1.2 В бетонных гидротехнических сооружениях в соответствии с графиком и объемом утвержденным техническим руководителем энергопредприятия должна проводиться проверка прочности бетона на участках, подверженных воздействию динамических нагрузок, фильтрующейся воды, минеральных масел, регулярного промораживания и расположенных в зонах переменного уровня. Выявленные повреждения, связанные с воздействием воды и нагрузок, должны своевременно устраняться.

При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению с установленной проектом они должны быть усилены.

7.1.1.3 Грунтовые плотины и дамбы должны быть предохранены от размывов и переливов воды через гребень. Крепления откосов, дренажная и ливнеотводящая сети должны поддерживаться в исправном состоянии. Грунтовые сооружения, особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины и дамбы, должны предохраняться от повреждений животными.

Бермы и кюветы каналов должны регулярно очищаться от грунта осыпей и выносов, не должно допускаться зарастание откосов и гребня земляных сооружений деревьями и кустарниками, если оно не предусмотрено проектом. На подводящих и отводящих каналах в необходимых местах должны быть установлены лестницы, мостики и ограждения.

7.1.1.4 Должна быть обеспечена надежная работа уплотнений деформационных швов.

7.1.1.5 Размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и железных дорог, на бермах и откосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения запрещается. Опасная зона обрушения должна быть отмечена на местности отличительными знаками.

7.1.1.6 На участках откосов грунтовых плотин и дамб при высоком уровне фильтрационных вод в низовом клине во избежание промерзания и разрушения должен быть устроен дренаж или утепление.

7.1.1.7 Дренажные системы для отвода профильтровавшейся воды должны быть оборудованы водомерными устройствами и содержаться в исправном состоянии.

Вода из дренажных систем сооружений должна отводиться непрерывно. При обнаружении выноса грунта фильтрующейся водой должны быть приняты меры к его прекращению

7.1.1.8 Суглинистые ядра и экраны грунтовых плотин должны предохраняться от морозного пучения и промерзания, а дренажные устройства и переходные фильтры – от промерзания. Крупнообломочный материал упорных призм, подвергающийся сезонному замораживанию и оттаиванию, должен отвечать нормативным (проектным) требованиям по морозостойкости и через каждые 10-15 лет эксплуатации должен испытываться на механическую и сдвиговую прочность.

7.1.1.9 При эксплуатации подземных зданий ГЭС необходимо обеспечивать: постоянную рабочую готовность насосов откачки воды, поступающей в результате фильтрации или из-за непредвиденных прорывов из водопроводящих трактов; исправность вентиляционных установок, аварийного освещения, запасных выходов.

7.1.1.10 Скорость воды в каналах должна поддерживаться в пределах, не допускающих размыва откосов и дна канала, а также отложения наносов; при наличии ледовых образований должна быть обеспечена бесперебойная подача воды. Максимальные и минимальные скорости воды должны быть установлены с учетом местных условий и указаны в местной инструкции.

7.1.1.11 Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов, каналов и напорных водоводов, а также изменение уровней воды должны производиться постепенно, со скоростями, исключающими появление недопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, оползание откосов, возникновение разрежения и ударных явлений в водоводах. Допустимые скорости опорожнения и наполнения должны определяться в соответствии с рекомендациями РД 34.22.502 ―Правила эксплуатации заиляемых водохранилищ малой и средней емкости‖ в зависимости от характера крепления откосов плотин, дамб и каналов. Обычно скорость опорожнения и наполнения водохранилищ и каналов не должна превышать 0,25 м/ч, но не более 0,5 м/сутки; допустимые скорости опорожнения и наполнения должны быть указаны в местной инструкции.

При пропуске высоких половодий (паводков) превышение нормального подпорного уровня верхних бьефов гидроузлов допускается только при полностью открытых затворах всех водосбросных и водопропускных отверстий и при обязательном использовании всех гидротурбин. При уменьшении притока воды отметка уровня водохранилища должна снижаться до нормального подпорного уровня в кратчайшие технически возможные сроки в соответствии с режимами работы водохранилища.

7.1.1.12 При эксплуатации напорных водоводов должна быть:

- обеспечена нормальная работа уплотнений деформационных швов и компенсационных устройств;

- устранена повышенная вибрация оболочки, обеспечена нормальная работа всех опор;

- обеспечена защита от коррозии и абразивного износа;

- исключено раскрытие поверхностных трещин в бетоне железобетонных водоводов более 0,3 мм, длительное нахождение в опорожненном состоянии деревянных водоводов;

- обеспечена защита здания ГЭС от затопления в случае повреждения (разрыва) водовода.

Автоматические действующие защитные устройства, предусмотренные на случай разрыва трубопроводов, должны постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

Вибрация оболочки напорных трубопроводов должна контролироваться в соответствии с РД 53-34.020.340 ―Методические указания по контролю за состоянием металлических напорных трубопроводов гидроэлектростанций‖.

7.1.1.13 При останове гидроагрегатов в морозный период должны быть приняты меры к предотвращению опасного для эксплуатации образования льда на внутренних стенках водоводов.

7.1.1.14 Аэрационные устройства напорных водоводов должны быть надежно утеплены и при необходимости оборудованы системой обогрева. Систематически в сроки, указанные в местной инструкции, должна проводиться проверка состояния аэрационных устройств.

7.1.1.15 Производство взрывных работ (подрыв заторов льда и др.) в районе сооружений энергообъектов допускается при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования.

Производство взрывных работ вблизи гидротехнических сооружений сторонними организациями допускается только после обоснования генеральной проектной организацией величин безопасного сейсмического воздействия на гидротехнические сооружения и по согласованию с техническим руководителем энергообъекта.

7.1.1.16 Энергообъекты должны письменно ставить в известность соответствующие органы власти о недопустимости застройки зоны, затапливаемой при пропуске через сооружения гидроузлов расчетных расходов воды, а также зон затопления водохранилищ многолетнего регулирования.

7.1.1.17 На каждом энергообъекте в местной инструкции должны иметься указания и план мероприятий на случай возникновения на гидротехнических сооружениях аварийных ситуаций, где должны быть определены: обязанности персонала, способы устранения аварийных ситуаций, запасы материалов, средства связи и оповещения, транспортные средства, пути передвижения и т.п.

На случаи отказов или аварий гидротехнических сооружений должны быть заранее разработаны: необходимая проектная документация по их раннему предотвращению (с учетом расчетных материалов по воздействию волн прорыва из водохранилища) и соответствующие инструкции по их ликвидации.

7.1.1.18 На каждом энергообъекте должны иметься расчетные материалы по воздействию волн прорыва из водохранилищ (золошлакоотвала) через напорные гидротехнические сооружения и план мероприятий по ликвидации возможных аварий и их последствий, согласованный с местными органами власти.

7.1.1.19 Повреждения гидротехнических сооружений, создающие опасность для людей, оборудования и других сооружений должны устраняться немедленно.

7.1.1.20 Противоаварийные устройства, водоотливные и водо-спасательные средства должны быть исправными и постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

7.1.1.21 Наращивание дамб золошлакоотвалов в процессе их эксплуатации должно выполняться в строгом соответствии с проектом и сопровождаться натурными наблюдениями по СИТ, установленным согласно проекту золошлакоотвала.

Подъем уровня в секциях золошлакоотвала допускается после завершения строительных работ и установки СИТ в полном объеме. Любые отклонения от проекта должны согласовываться с проектной организацией.

7.1.1.22 На золошлакоотвалах с неизменным расположением отстойных прудов верховые откосы ограждающих дамб в зоне воздействия пруда должны быть защищены от волнобоя.

7.1.1.23 После возведения до проектных отметок, первичные дамбы золошлакоотвалов и каждый ярус дамб наращивания должны быть пронивелированы по всему периметру гребня.

На основании данных технической нивелировки должен быть построен профиль гребня дамб с интервалом 100 м между пикетами. На профиле обязательно должны быть указаны участки гребня дамб, находящиеся ниже линий проектных отметок.

7.1.1.24 Запрещается эксплуатация золошлакоотвалов, на которых откосы ограждающих дамб имеют меньшее заложение, чем проектное.

7.1.1.25 Гребни ограждающих дамб золошлакоотвалов (ширина гребня и покрытие гребня) должны быть пригодными для проезда по ним техники, используемой при эксплуатации и ремонтах сооружения.

7.1.1.26 При возведении дамб наращивания из золошлакового материала на золошлакоотвалах должны выполняться мероприятия по пылеподавлению. Наращивание дамб при минусовых температурах воздуха запрещается.

7.1.1.27 Уровень заполнения золошлакоотвалов должен быть ниже гребня ограждающей дамбы как минимум на 0,5 м.

7.1.1.28 Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен проводиться в зависимости от их состояния, без создания, по возможности, помех в работе энергообъекта.

7.1.2 Контроль за состоянием гидротехнических сооружений

7.1.2.1 Систематический контроль за гидротехническими сооружениями является основным средством для оценки состояния и условий их работы.

7.1.2.2 Для контроля, осмотра и ремонта гидротехнических сооружений должны быть предусмотрены проходы и проезды вдоль каналов, плотин и дамб, трасс подземных водоводов большого сечения.

7.1.2.3 Надзор за безопасностью гидротехнических сооружений должен осуществляться в соответствии с ГКД 34.03.101 ―Безопасность гидротехнических сооружений электростанций Украины. Положение об отраслевой системе надзора‖.

Ответственность за организацию надзора за гидротехническими сооружениями, за своевременное выявление аварийных ситуаций, разработку и выполнение мероприятий по их устранению несут: в период строительства до приемки в эксплуатацию полностью законченного гидроузла – строительная организация (генеральный подрядчик), в период эксплуатации – собственник гидроузла (эксплуатирующее предприятие).

7.1.2.4 При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатацию собственнику (Заказчику) должны быть переданы:

- средства измерительной техники и все данные наблюдений по ним за гидротехническими сооружениями в строительный период – строительной организацией;

- данные анализа результатов натурных наблюдений, инструкции по организации наблюдений, методы обработки и анализа натурных данных с указанием предельно допустимых по условиям устойчивости и прочности сооружений показаний СИТ – проектной организацией.

7.1.2.5 Объѐм наблюдений и состав СИТ, устанавливаемых на гидротехнических сооружениях, должны определяться проектом и зависят от класса капитальности сооружения; на сооружениях третьего и четвертого класса капитальности, как правило, достаточен визуальный контроль и СИТ может не устанавливаться.

В период эксплуатации состав СИТ и объем наблюдений могут быть изменены по решению собственника гидроузла в зависимости от состояния гидросооружений и изменения технических требований к контролю (например, изменения класса капитальности, уточнения сейсмичности и т.п.).

Эти изменения должны согласовываться с проектными или специализированными организациями.

На энергообъекте должны быть ведомость и схема размещения всех СИТ с указанием даты установки каждого прибора и начальных отсчетов. Состояние СИТ должно проверяться в сроки, указанные в местной инструкции.

Для повышения оперативности и достоверности контроля ответственные напорные гидротехнические сооружения следует оснащать АСДК.

Для таких сооружений проекты оснащения СИТ должны быть разработаны с учетом их использования в АСДК с привлечением специализированных организаций.

7.1.2.6 В сроки, установленные местной инструкцией, и в предусмотренном ею объеме, на всех гидротехнических сооружениях должны вестись наблюдения за:

- осадками и смещениями сооружений и их оснований;

- деформациями сооружений и облицовок, трещинами в них, состоянием деформационных и строительных швов, креплений откосов грунтовых плотин, дамб, каналов и выемок, состоянием водоводов;

- режимом уровней бьефов гидроузла, фильтрационным режимом в основании и теле грунтовых, бетонных сооружений и береговых примыканий, работой дренажных и противофильтрационных устройств, режимом грунтовых вод в зоне сооружений;

- воздействием потока на сооружение, в частности, за размывом водобоя и рисбермы, дна и берегов; истиранием и коррозией облицовок, просадками, оползневыми явлениями, заилением и зарастанием каналов и бассейнов; переработкой берегов водоемов;

- воздействием льда на сооружения и их обледенением.

При необходимости должны быть организованы наблюдения за вибрацией сооружений, сейсмическими нагрузками на них, прочностью и водонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием и температурным режимом конструкций, коррозией металла и бетона, состоянием сварных швов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участках гидротехнических сооружений и др. При существенных изменениях условий эксплуатации гидротехнических сооружений должны проводиться дополнительные наблюдения по специальным программам.

В местных инструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения должны быть указаны предельно допустимые показатели его состояния, с которыми должны сравниваться результаты наблюдений по СИТ.

Первоначальные (проектные) предельно допустимые показатели безопасного состояния гидротехнических сооружений должны систематически уточняться по мере накопления данных натурных наблюдений.

7.1.2.7 На бетонных гидротехнических сооружениях первого класса капитальности в зависимости от их конструкции и условий эксплуатации следует проводить специальные натурные наблюдения за:

- напряженным и термонапряженным состоянием плотины и еѐ основания;

- разуплотнением скального основания в зоне контакта с подошвой плотины;

- напряжениями в арматуре бетона;

- изменением состояния плотины при сейсмических и других динамических воздействиях.

7.1.2.8 При эксплуатации подземных зданий ГЭС должен проводиться контроль за:

- напряженным состоянием анкерного и сводового креплений вмещающего

массива;

- деформациями смещения стен и свода камеры; - фильтрационным и температурным режимами массива; - протечками воды в помещения.

7.1.2.9 На гидротехнических сооружениях первого класса, расположенных в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, и на сооружениях второго класса – в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше, должны проводиться следующие виды специальных наблюдений и испытаний:

- инженерно-сейсмометрические наблюдения за работой сооружений и береговых примыканий (сейсмометрический мониторинг);

- инженерно-сейсмологические наблюдения в зоне ложа водохранилища вблизи створа сооружений и на прилегающих территориях (сейсмологический мониторинг).

7.1.2.10 Сооружения, расположенные в сейсмоопасных районах, должны подвергаться тестовым испытаниям по определению их динамических характеристик (динамическое тестирование) с составлением динамических паспортов при сдаче в эксплуатацию, а затем через каждые 5 лет.

7.1.2.11 Для проведения инженерно-сейсмометрических наблюдений гидротехнические сооружения должны быть оборудованы автоматизированными приборами и комплексами, позволяющими регистрировать кинематические характеристики в ряде точек сооружений и береговых примыканий во время землетрясений при сильных движениях земной поверхности, а также оперативно обрабатывать полученную информацию.

7.1.2.12 Для проведения инженерно-сейсмологических наблюдений вблизи гидротехнических сооружений и на берегах водохранилищ по проекту, разработанному специализированной организацией, должны быть размещены автономные сейсмические станции. Комплексы инженерно-сейсмометрических и инженерно-сейсмологических наблюдений каждого объекта должны быть связаны с единой службой сейсмологических наблюдений.

7.1.2.13 После каждого сейсмического толчка должны оперативно регистрироваться показания всех видов СИТ, установленных в сооружении, с осмотром сооружения и анализом его прочности и устойчивости.

7.1.2.14 На головном и станционном узлах гидротехнических сооружений должны быть установлены базисные и рабочие реперы. Оси основных гидротехнических сооружений должны быть надежно обозначены на местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами. Анкерные опоры напорных трубопроводов должны иметь марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

Водоподпорные и ограждающие плотины и дамбы, каналы, туннели, дамбы золошлакоотвалов должны иметь знаки, отмечающие попикетно длину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также места расположения скрытых под землей или водой устройств.

7.1.2.15 Средства измерительной техники должны быть защищены от повреждений. Пьезометры и контрольные скважины должны быть защищены от засорения и промерзаний и иметь четкую маркировку. Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснования запрещается. Отметки верха пьезометров периодически, но не реже одного раза в год, должны проверяться нивелировкой.

7.1.2.16 Пульты или места измерений по СИТ должны быть оборудованы с учетом требований охраны труда, иметь свободные проходы и проезды, освещение, телефонную внутреннюю связь (при необходимости).

7.1.2.17 Ежегодно, до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на энергообъектах должны назначаться паводковые комиссии. Комиссия должна произвести осмотр и проверку подготовки к половодью (паводку) всех гидротехнических сооружений, их механического оборудования, подъемных устройств, руководить пропуском половодья (паводка) и после его прохождения снова осмотреть сооружения.

7.1.2.18 Осмотр подводных частей сооружений и туннелей должен производиться впервые после 2 лет эксплуатации, затем через 5 лет.

Осмотр пазов затворов должен производиться не реже чем через 2 года. Участки бетонного крепления в зонах сборного течения и водоворотов должны осматриваться водолазами с периодичностью не реже 1 раза в 2 года.

7.1.2.19 На энергообъектах должны вестись паспорта технического состояния зданий и сооружений.

7.1.2.20 Один раз в 5 лет должно проводится обследование технического состояния гидротехнических сооружений специализированной комиссией в составе: Генпроектировщика; государственной инспекции по вопросам эксплуатации электростанций и сетей; ведущей организации, которая осуществляет координацию работ отраслевой системы надзора за безопасностью гидротехнических сооружений энергообъектов и собственника , эксплуатирующего гидротехнические сооружения.

Председателем комиссии назначается технический руководитель энергокомпании, заместителем – технический руководитель энергообъекта.

График обследования гидротехнических сооружений энергообъектов, а также проекты приказов о сроках обследования и состав комиссий ежегодно готовит ведущая организация, осуществляющая координацию работ отраслевой системы надзора за безопасностью гидротехнических сооружений энергообъектов, а утверждает их по ТЭС и ГЭС, ГАЭС Государственный департамент электроэнергетики Украины, по АЭС – НАЭК

‗‗Энергоатом‘‘.

7.1.3 Механическое оборудование гидротехнических сооружений

7.1.3.1 Механическое оборудование гидротехнических сооружений (затворы и защитные заграждения с их механизмами), средства его дистанционного или автоматического управления и сигнализации, а также подъѐмные и транспортные устройства общего назначения должны быть в исправности и находиться в состоянии готовности к работе. Непосредственно перед весенним половодьем должна быть обеспечена возможность маневрирования затворами водосбросных сооружений, используемыми при пропуске половодья, путем освобождения их от наледей и ледяного припая.

7.1.3.2 Механическое оборудование гидротехнических сооружений должно периодически осматриваться и проверяться в соответствии с утвержденным графиком. Затворы водосливной плотины находящиеся в водопропускных отверстиях, должны осматриваться с выемкой из пазов не реже одного раза в 2 года.

Общие осмотры следует проводить два раза в год: весной и осенью. Окраска деревянных и металлических конструкций затворов и решеток должна производиться по мере необходимости, но не реже одного раза в 3-4 года, замена резинового уплотнения затворов – один раз в 4-5 лет, а при необходимости и чаще. Эксплуатацию механического оборудования следует вести в соответствии с РД 34.21.501 ―Типовая инструкция по эксплуатации механического оборудования гидротехнических сооружений‖.

7.1.3.3 Основные затворы должны быть оборудованы указателями высоты открытия. Индивидуальные подъемные механизмы и закладные части затворов должны иметь привязку к базисным реперам.

7.1.3.4 При маневрировании затворами их движение должно происходить беспрепятственно, без рывков и вибрации, при правильном положении ходовых и отсутствии деформации опорных частей.

Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов, правильная посадка их на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Затворы не должны иметь перекосов и недопустимых деформаций при работе под напором.

Длительное нахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкций гидротехнических сооружений, запрещается.

7.1.3.5 Полное закрытие затворов, установленных на напорных водоводах, может проводиться лишь при исправном состоянии аэрационных устройств.

7.1.3.6 В необходимых случаях должны быть обеспечены утепление или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимних условиях. При резком понижении температуры воздуха должны быть приняты меры по защите затворов от статического давления льда путем поддержания перед ними полыньи (воздухообдув, прорубка прорези с последующим утеплением и др.)

Затворы подверженные коррозии подлежат контролю несущей способности путем измерения прогиба периодичностью 1 раз в 3 года.

7.1.3.7 Сороудерживающие конструкции (решетки, сетки, запани) должны регулярно очищаться от сора.

Для каждого энергообъекта должны быть установлены предельные по условиям прочности и экономичности значения перепада уровней на сороудерживающих решетках.

7.1.3.8 Механическое оборудование и металлические части гидротехнических сооружений должны быть защищены от коррозии и обрастания моллюсками (дрейссены, мидий).

7.2 Водное хозяйство электростанций, гидрологическое и метеорологическое обеспечение

7.2.1 Управление водным режимом

7.2.1.1 При эксплуатации ГЭС должно быть обеспечено наиболее полное использование водных ресурсов и установленной мощности гидроагрегатов при оптимальном для энергосистемы участии ГЭС в покрытии графика нагрузки.

Одновременно должны быть учтены потребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

Для энергообъектов, имеющих водохранилища регулирующие сток воды, должны быть составлены, согласованы с заинтересованными организациями и утверждены в установленном порядке основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища.

7.2.1.2 Для ГЭС с водохранилищем комплексного использования должен быть составлен годовой водохозяйственный план, устанавливающий помесячные объѐмы использования воды различными водопользователями. Водохозяйственный план должен уточняться на каждый квартал и месяц с учетом прогноза стока воды региональными службами Госкомгидромета.

При наличии нескольких ГЭС (каскада) регулирование стока должно проводиться так, чтобы получить максимальный суммарный энергетический эффект с учетом удовлетворения потребностей других водопользователей.

7.2.1.3 Режим сработки водохранилища перед половодьем и его последующего наполнения должен обеспечивать:

- наполнение водохранилища в период половодья до нормального подпорного уровня; отклонение от этого правила допустимо только в случае особых требований водохозяйственного комплекса и для водохранилищ многолетнего регулирования;

- благоприятные условия для сброса через сооружения избытка воды, пропуска наносов, а также льда, если это предусмотрено проектом;

- необходимые согласованные условия для нормального судоходства, рыбного хозяйства, орошения и водоснабжения;

- наибольший энергетический эффект в энергосистеме при соблюдении ограничений, согласованных с неэнергетическими водопользователями;

- регулирование сбросных расходов с учетом требований безопасности и надежности работы гидротехнических сооружений и борьбы с наводнениями.

Взаимно согласованные требования неэнергетических водопользователей, ограничивающие режимы сработки и наполнения водохранилища, должны быть включены в правила эксплуатации водохранилища.

7.2.1.4 Ограничение уровней воды у плотины ГЭС ежемесячно устанавливает Межведомственная комиссия при Госводхозе Украины. Для водохранилищ суточного регулирования должны быть разработаны режимы суточного срабатывания и колебания уровня воды в верхних бьефах.

7.2.1.5 При сдаче энергообъекта в эксплуатацию проектной организацией должны быть переданы собственнику (Заказчику): согласованные с заинтересованными организациями основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища; гидравлические характеристики каждого из водопропускных (водосбросных) сооружений.

По мере накопления эксплуатационных данных эти правила и характеристики должны уточняться и дополняться.

7.2.1.6 Пропуск воды через водосбросные сооружения должен осуществляться в соответствии с местной инструкцией и не должен приводить к повреждению сооружений, а также к размыву дна за ними, который мог бы повлиять на устойчивость сооружений.

7.2.1.7 Изменение расхода воды через водосбросные сооружения должно производиться постепенно во избежание образования в бьефах больших волн. Скорость изменения расхода воды должна определяться исходя из местных условий с учетом требований безопасности населения и хозяйства в нижнем бьефе гидроузла. О намечаемых резких изменениях расхода воды должны быть заранее предупреждены местные органы Госкомгидромета Украины и местные органы исполнительной власти.

Скорость изменения расхода воды через гидротурбины, как правило, не регламентируется и предупреждения об изменении расхода не дается, если иное не предусмотрено условиями эксплуатации ГЭС.

7.2.1.8 На ГЭС, где для пропуска расчетных максимальных расходов воды проектом предусмотрено использование водопропускного сооружения, принадлежащего другому ведомству (например, судоходного шлюза), должна быть составлена согласованная с этим ведомством инструкция, определяющая условия и порядок включения в работу этого сооружения.

7.2.2 Эксплуатация гидротехнических сооружений в морозный период

7.2.2.1 До наступления минусовой температуры наружного воздуха и появления льда должны быть проверены и отремонтированы шугосбросы и шугоотстойники, очищены от сора и топляков водоприемные устройства и водоподводящие каналы, решетки и пазы затворов, а также подготовлены к работе устройства для обогрева решеток и пазов затворов, проверены шугосигнализаторы и микротермометры.

7.2.2.2 Вдоль сооружений, не рассчитанных на давление сплошного ледяного поля, должна устраиваться полынья, поддерживаемая в свободном от льда состоянии в течение зимы, или применены другие надежные способы для уменьшения нагрузки от льда.

7.2.2.3 Для борьбы с шугой в подпорных бьефах и водохранилищах на реках с устойчивым ледяным покровом должны проводиться мероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание постоянного уровня воды на возможно более высоких отметках и постоянного забора воды при возможно меньшем расходе через гидроагрегаты и насосы. В случае необходимости допускается полный останов ГЭС.

7.2.2.4 На реках, где не образуется ледяной покров, шуга должна пропускаться через турбины ГЭС (за исключением ковшовых), а при невозможности этого – помимо турбин через шугосбросы, с минимальной затратой воды. Порядок сброса шуги должен быть определен местной инструкцией. При больших водохранилищах шуга должна накапливаться в верхнем бьефе.

7.2.2.5 Режим работы каналов ГЭС в период шугохода должен обеспечивать непрерывное течение воды без образования заторов, перекрывающих полностью живое сечение канала.

В зависимости от местных условий режим канала должен либо обеспечивать транзит шуги вдоль всей трассы, либо одновременно допускать еѐ частичное аккумулирование. Допускается накапливание шуги в отстойниках (с последующим промывом) и в бассейнах суточного регулирования.

При подготовке каналов к эксплуатации в шуготранзитном режиме должны быть удалены устройства, стесняющие течение (решетки, запани и т.д.).

7.2.2.6 Перед ледоставом и в период ледостава должны быть организованы систематические (не реже одного раза в сутки) измерения температуры воды на участках водозаборов для обнаружения признаков ее переохлаждения. Порядок включения системы обогрева и устройств для очистки решеток от льда должен быть определен местной инструкцией.

7.2.2.7 Если принятые меры (обогрев, очистка) не предотвращают забивание решеток шугой и появление опасных перепадов напора на них, должен производиться поочередный останов турбин (или насосов) для очистки решеток. Допускается пропуск шуги через гидротурбины с частичным или полным удалением решеток при техническом обосновании в каждом случае. При этом должны быть приняты меры, обеспечивающие бесперебойную работу системы технического водоснабжения.

7.2.2.8 Пропуск льда через створ гидротехнических сооружений должен производиться при максимальном использовании ледопропускного фронта с обеспечением достаточного слоя воды над порогом ледосбросных отверстий.

В период ледохода при угрозе образования заторов льда и опасных для сооружений ударов больших ледяных масс должны быть организованы временные посты наблюдений и приняты меры к ликвидации заторов и размельчению ледяных полей путем проведения взрывных и ледокольных работ.

7.2.3 Эксплуатация водохранилищ

7.2.3.1 Для интенсивно заиляемого водохранилища, бассейна или канала должна быть составлена местная инструкция по борьбе с наносами. При необходимости к составлению инструкции должны быть привлечены специализированные организации.

7.2.3.2 На интенсивно заиляемых водохранилищах при пропуске паводков должны поддерживаться наинизшие возможные уровни в пределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущерба другим водопотребителям. Наполнение таких водохранилищ должно осуществляться в возможно более поздний срок на спаде паводка.

7.2.3.3 Для уменьшения заиления водохранилищ, бьефов, бассейнов, каналов необходимо:

- поддерживать такие режимы их работы, которые создают возможность максимального транзита поступающего твердого стока; каналы в период поступления в них воды повышенной мутности должны работать в режиме близком к постоянному с возможно большим расходом воды;

- промывать бьефы, водохранилища, пороги водоприемников, осветлять воду в отстойниках, применять берегоукрепительные и нанососдерживающие устройства или удалять наносы механическими средствами;

- ежедневно срабатывать бьефы до минимально возможной отметки (для водохранилищ суточного регулирования).

7.2.3.4 В периоды, когда естественный расход воды в реке не используется полностью для выработки электроэнергии ГЭС, избыток воды должен быть использован для смыва наносов в нижний бьеф плотины и промывки порогов водоприемных устройств.

7.2.3.5 В случае возможности попадания в водоприемные сооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника, необходимо удалять наносы путем их промывки.

При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов может быть произведено с помощью механизмов.

Промывку водозаборных сооружений энергообъектов при безплотинном водозаборе можно осуществлять устройством местных стеснений потока с тем, чтобы отложения наносов размывались под действием повышенных скоростей воды.

7.2.3.6 Наблюдение за состоянием интенсивно заиляемого водохранилища и удаление наносов должны быть организованы в соответствии с РД 34.22.502 ―Правила эксплуатации заиляемых водохранилищ малой и средней емкости‖ и с учетом природоохранных требований.

7.2.3.7 Отстойники энергообъектов должны постоянно использоваться для осветления воды. Отключение отстойника или отдельных камер для ремонта допускается только в период, когда вода несет незначительное количество наносов и свободна от фракций, опасных в отношении истирания гидротурбин и другого оборудования.

7.2.3.8 На каждом энергообъекте, в водохранилище которого имеются залежи торфа, необходимо привлечь специализированную организацию для определения ботанического состава торфа, его объемного веса, сопротивления на отрыв, степени разложения и ряда других данных и факторов, способствующих всплыванию торфа. На основании этих данных и лабораторных опытов определяются площади возможных всплываний торфа и разрабатываются мероприятия предупреждающие всплывание, например, пригрузка торфа сплошным слоем песка или активные меры по борьбе со всплывшим торфом, включающие перехват всплывающих масс торфа выше створа водозаборных и водосбросных сооружений, преимущественно в местах всплывания. Перехваченный торф должен быть отбуксирован в бухты и на отмели и надежно закреплен.

7.2.3.9 Водохранилища обособленного пользования, находящиеся на балансе энергообъектов, должны поддерживаться в надлежащем техническом и санитарном состоянии силами персонала энергообъектов.

На этих водохранилищах должны проводиться наблюдения за:

- заилением и зарастанием;

- переработкой берегов;

- качеством воды;

- температурным и ледовым режимами;

- всплыванием торфа;

- соблюдением природоохранных требований в пределах водоохранных зон этих водохранилищ.

При необходимости для организации и проведения наблюдений, анализа результатов и разработки природоохранных мероприятий следует привлекать специализированные организации.

7.2.3.10 На водохранилищах, расположенных в криолитозонах, должны проводиться наблюдения за криогенными процессами и деформациями в ложе водохранилища, зоне сработки, береговой и прибрежной зонах, а также за изменением вместимости водохранилища. Для определения состава, объема и периодичности наблюдений следует привлекать специализированную организацию.

Через 5 лет после начала наполнения водохранилища и затем через каждые последующие 10 лет его эксплуатации по результатам наблюдений должен проводиться анализ состояния водохранилища и при необходимости разрабатываться мероприятия, обеспечивающие надежность и безопасность его эксплуатации.

7.2.4 Гидрологическое и метеорологическое обеспечение

7.2.4.1 В задачи гидрологического и метеорологического обеспечения энергообъектов должно входить:

- получение гидрологических и метеорологических данных для оптимального ведения режимов работы энергообъектов, планирования использования водных ресурсов и организации надежной эксплуатации гидротехнических сооружений и водохранилищ;

- контроль за использованием водных ресурсов на энергообъектах;

- получение данных для регулирования водного стока, пропуска половодий и паводков, организации ирригационных, навигационных и санитарных пропусков, обеспечения водоснабжения и т.п.;

- получение информации, необходимой для своевременного принятия мер к предотвращению или уменьшению ущерба от стихийных явлений.

7.2.4.2 Энергообъекты должны регулярно получать от органов Госкомгидромета Украины следующие данные:

- сведения по используемому водотоку (расход, уровни и температура воды, ледовые явления, наносы);

- месячные и годовые водные балансы водохранилищ;

- метеорологические данные (температура и влажность воздуха, осадки и испарение, сила и направление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);

- гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации энергообъектов.

При необходимости, энергообъекты должны получать от органов Госкомгидромета Украины сведения о физических, химических и гидробиологических показателях вод, об уровне их загрязнения, а также экстренную информацию о резких изменениях уровня загрязнения вод.

7.2.4.3 Объем, сроки и порядок передачи электростанции гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях должны быть установлены исходя из местных условий совместно с соответствующими органами Госкомгидромета Украины, которые должны регистрироваться в установленном порядке.

7.2.4.4 На каждом энергообъекте в сроки, определяемые местной инструкцией, должны быть организованы наблюдения за:

- уровнями воды в бьефах водоподпорных сооружений, у водозаборных сооружений, в каналах;

- расходами воды, пропускаемыми через гидротехнические сооружения и используемыми технологическим оборудованием;

- ледовым режимом водотока (реки, канала, водохранилища и др.) вблизи сооружений в верхнем и нижнем бьефах;

- содержанием наносов в воде и их отложениями в водохранилищах, бьефах, бассейнах, каналах;

- температурой воды и воздуха;

- показателями качества используемой или сбрасываемой воды (по местным условиям).

Местная инструкция в части гидрометеорологических наблюдений должна быть согласована с органами Госкомгидромета Украины.

7.2.4.5 Среднесуточный расход воды, использованной энергообъектами, должен определяться по показаниям водомеров (расходомеров); при отсутствии водомерных устройств временно, до установки указанных приборов, сток воды может учитываться по характеристикам протарированного технологического оборудования и другими возможными методами.

7.2.4.6 На всех водохранилищах, осуществляющих регулирование стока воды, должен быть организован ежесуточный учет притока воды к створу гидроузлов по данным территориальных органов Госкомгидромета Украины.

7.2.4.7 Уровни верхнего и нижнего бьефов ГЭС и напор перед гидротурбинами, а также перепады напора на решетках должны измеряться приборами с дистанционной передачей показаний на центральный пульт управления. Устройства для измерения уровней воды в бьефах и перепадов напора на решетках должны проверяться два раза в год и после прохождения паводка.

7.2.4.8 Отметки нулей водомерных устройств должны быть установлены в единой системе отметок и должны проверяться нивелировкой не реже одного раза в 5 лет.

Вокруг реек и свай должен окалываться лед; автоматические посты в морозный период должны утепляться.

7.2.4.9 Информация об аварийных сбросах энергообъектами загрязняющих веществ, а также о нарушении ими установленного режима использования водных объектов должна немедленно передаваться местным органам Госкомгидромета Украины.

7.2.4.10 На водохранилищах-охладителях должен быть организован контроль за качеством воды и, при необходимости, должны приниматься меры для предотвращения загрязнения еѐ промышленными, радиоактивными и бытовыми стоками, приводящими к нарушению требований санитарных норм, загрязнению и коррозии оборудования.

7.2.4.11 Перечень характеристик, определяемых по образцам-свидетелям, места их установки в оборудовании и трубопроводах, а также программа испытаний должны быть разработаны проектной организацией и приведены в конструкторской документации.

Количество образцов-свидетелей должно быть таким, чтобы можно было четко установить зависимость измеряемых характеристик от флюенса нейтронов.

7.3 Техническое водоснабжение и обработка циркуляционной воды

7.3.1 При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

- бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в

необходимом количестве и требуемого качества;

- предотвращение загрязнений конденсаторов турбин, теплообменного оборудования и систем технического водоснабжения;

- выполнение требований правил и норм по охране окружающей среды.

При эксплуатации должны применяться современные технические средства оперативного управления режимами и контроля работы системы технического водоснабжения.

7.3.2 Для предотвращения образований отложений в трубках конденсаторов турбин и других теплообменных аппаратов, коррозии, обрастания систем технического водоснабжения, ‗‗цветения‘‘ воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия.

Выбор мероприятий должен определяться местными условиями, а также их эффективностью, допустимостью по условиям эксплуатации теплообменного оборудования, охраны окружающей среды и экономическими соображениями.

Периодическая очистка трубок конденсаторов, циркуляционных водоводов и каналов может применяться при необходимости как временная мера.

Уничтожение высшей водной растительности и борьба с ‗‗цветением‘‘ воды в водохранилищах-охладителях химическим способом допускается с разрешения Главного санэпидемуправления Министерства охраны здоровья и Госкомитета Украины по рыбному хозяйству и рыбоперерабатывающей промышленности.

7.3.3 В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды необходимо:

7.3.3.1 В системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными установками проводить продувку системы либо обработку воды:

подкислением (серной или соляной кислотой);

фосфатированием неорганическими полифосфатами, оксиэтилидендифосфоновой

кислотой (ОЭДФК);

известкованием с раскислением или применять комбинированные методы ее обработки (подкисление и фосфатирование неорганическими полифосфатами, подкисление и ОЭДФК).

При подкислении добавочной воды серной или соляной кислотой щелочной буфер в ней поддерживать не менее 1,0-0,5 мг-экв/дм3 ; при вводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0-2,5 мг-экв/дм3 ; при применении серной кислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигало уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфата кальция.

При фосфатировании циркуляционной воды неорганическими полифосфатами содержание в ней фосфатов в пересчете на РО4 3- поддерживать в пределах от 2,0 до 2,7 мг/дм3 .

Известкование воды производится совместно с подкислением серной кислотой и обработкой воды ОЭДФК или полифосфатами.

При применении ОЭДФК содержание еѐ в циркуляционной воде в зависимости от химического состава поддерживать в пределах от 0,25 до 4,0 мг/дм3 . При продувке системы, в зависимости от назначения водоема, принимающего продувочную воду, концентрация ОЭДФК в оборотной воде должна ограничиваться предельно допустимой концентрацией (ПДК) ОЭДФК: для водоемов санитарно-бытового водопользования 2,0 мг/дм3 , для рыбохозяйственных водоемов 1,0 мг/дм3 , а для водоемов питьевого пользования 0,6 мг/дм3 . Соответственно с ограничением концентрации ОЭДФК ограничивается предельно допустимая карбонатная жесткость оборотной воды.

7.3.3.2 В системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями:

осуществлять водообмен в период лучшего химического качества воды в

источнике подпитки; при изменении в период эксплуатации химического состава подпиточной воды необходимо привлечь специализированную организацию для составления гидрохимического прогноза с учетом накипеобразующих свойств охлаждающей воды и разработки оптимального режима водообмена; при невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения путем водообмена (также в системе прямоточного водоснабжения) с вводом первого энергоблока предусматривать установки по очистке трубок конденсаторов турбин губчатыми резиновыми шариками или предусматривать установки по кислотным промывкам конденсаторов турбин и по очистке или утилизации промывочных растворов.

Допускается применение других методов обработки охлаждающей воды с целью предотвращения накипеобразования на оборудовании систем охлаждения, при этом согласование применяемой технологии производится в установленном порядке.

7.3.4 При хлорировании охлаждающей воды для предотвращения загрязнения конденсаторов турбин и других теплообменников органическими отложениями содержание активного хлора в воде на выходе из конденсаторов должно быть в пределах от 0,4 до 0,5 мг/дм3 . В продувочной воде активный хлор должен отсутствовать.

В прямоточной системе технического водоснабжения и в оборотной с водохранилищами-охладителями для предотвращения присутствия активного хлора в воде отводящих каналов хлорирование должно быть выполнено с подачей хлорного раствора в охлаждающую воду, поступающую только в одну половину (ход) конденсатора или в один конденсатор при двух находящихся в работе конденсаторах, то есть с учѐтом хлоропоглощающей способности охлаждающей воды.

7.3.5 При обработке воды медным купоросом для уничтожения водорослей в оборотной системе с градирнями и брызгальными установками его содержание в охлаждающей воде должно быть в пределах от 3 до 6 мг/дм3 . Сброс продувочной воды из системы оборотного водоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросом должен осуществляться в соответствии с действующими ‗‗Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами‘‘, Водным кодексом Украины и 7.3.6-7.3.10 настоящих Правил.

7.3.6 Условия сброса продувочных вод в водные объекты определяются с учетом:

степени возможного смешивания и разведения продувочных вод с водой водного объекта на пути от места выпуска продувочных вод к расчетному контрольному створу ближайших пунктов хозяйственно-питьевого, культурно-бытового и рыбохозяйственного водопользования; качества воды водоемов и водотоков выше места сброса продувочных вод.

Учет процессов естественного самоочищения вод от поступающих в них веществ допускается, если процесс самоочищения четко выражен и его закономерности достаточно изучены.

7.3.7 При рассмотрении условий сброса продувочных вод в водные объекты и выдаче по ним заключения, органы по регулированию использования и охране вод устанавливают, с учетом перспективы развития, для каждого отдельного объекта допустимое для сброса с продувочными водами количество вредных веществ (лимит по расходу продувочных вод и концентрации в них примесей) с тем, чтобы предельнодопустимая концентрация меди (Cu+2 ) после смешивания не превышала 0,01 мг/дм3 в воде водных объектов рыбохозяйственного назначения и 1,0 мг/дм3 в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования.

7.3.8 Разрешение на сброс в водные объекты сточных вод действующих предприятий имеет силу в течение трех лет, после чего его следует возобновить.

Для проектируемых энергообъектов разрешение на сброс сточных вод следует пересматривать при изменении условий водопользования на участке водного объекта, принимающего сточные воды энергообъекта.

7.3.9 Запрещается устройство выпусков и отведение продувочных вод в водные объекты без регистрации и получения разрешения в органах по регулированию использования и охране вод и без согласования с органами и учреждениями Главного санитарно-эпидемиологического управления Министерства охраны здоровья Украины и органами рыбоохраны.

7.3.10 Запрещается сбрасывать продувочные воды в водные объекты, объявленные заповедными в установленном законодательством Украины порядке, с целью охраны природы и проведения научных исследований.

7.3.11 При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском дрейссены или другими биоорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей на вспомогательное оборудование с поддержанием дозы активного хлора 1,5-2,5 мг/дм3 в течение 4-5 суток один раз в 1,5 месяца (начиная с апреля по октябрь включительно). Периодическое хлорирование должно выполняться в соответствии с 7.3.6.

Допускается применение и других, в том числе химических, методов борьбы с обрастанием по согласованию с органами Главного санэпидемуправления Министерства охраны здоровья, Госкомитета по рыбному хозяйству и рыбоперерабатывающей промышленности.

Для борьбы с моллюском дрейссены необходимо поддерживать скорость воды в трубопроводах более 1,5 м/с (в допустимых пределах) и не допускать образования застойных зон в системах технического водоснабжения.

Борьба с загрязнением трактов технического водоснабжения водными организмами (моллюсками дрейссены или мидий, мшанкой, водорослями и др.), а также механическими веществами в напорных водоводах осуществляется установкой фильтров предварительной очистки воды, входящих в комплект системы шариковой очистки конденсаторов турбин. Фильтры предочистки следует устанавливать до забора воды на фильтры системы вспомогательного оборудования. Необходимо удалять также поступающие водные организмы (отмершие моллюски и др.) из водоподводящего канала к водозабору насосной станции.

7.3.12 Эксплуатация гидротехнических сооружений системы технического водоснабжения, а также контроль за их состоянием должны осуществляться в соответствии с требованиями 7.1 и 7.2.2.

7.3.13 Работа оборудования и гидроохладителей системы технического водоснабжения должна обеспечивать выполнение требований 7.3.1.

Одновременно должны быть учтены потребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

7.3.14 При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями должна осуществляться рециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решеток водоприемника. Рециркуляция должна предотвращать появление шуги на водозаборе; момент ее включения должен определяться местной инструкцией, не допуская понижения температуры воды на водозаборе ниже плюс 3 С, а при крепких морозах (ниже минус 10 С) – не менее плюс 5 С.

7.3.15 Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в них не уменьшалась более чем на 0,3 м против проектного значения.

7.3.16 Отклонение напора циркуляционного насоса из-за загрязнения систем не должно превышать 1,5 м против проектного значения, ухудшение коэффициента полезного действия (КПД) осевых вертикальных насосов из-за увеличения зазоров между лопастями рабочего колеса и корпусом насоса и неидентичности положения лопастей рабочего колеса должно быть не более 3 %. При превышении указанных величин необходимо привлечь специализированную организацию для выявления причин отклонений и их устранения.

7.3.17 При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

- оптимальный режим работы из условий достижения наивыгоднейшего

(экономического) вакуума в конденсаторах паротурбинных установок;

- охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам;

- контроль за качеством воды (при необходимости должны приниматься меры для предупреждения загрязнения ее промышленными, радиоактивными и бытовыми стоками, приводящими к нарушению требований санитарных норм, загрязнению и коррозии оборудования).

7.3.18 Оптимальные режимы работы гидроохладителей и циркуляционных насосов, водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными специализированной организацией для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок энергообъектов.

7.3.19 Эффективность работы гидроохладителей должна контролироваться в процессе эксплуатации по их энергетическим характеристикам, выданным проектной организацией или разработанным специализированной организацией по результатам натурных испытаний.

7.3.20 При увеличении среднедневной температуры охлажденной воды после охладителя более чем на 1 С по сравнению с расчетной по энергетической характеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения с привлечением, при необходимости, специализированной организации.

7.3.21 При появлении высшей водной растительности в зоне транзитного потока и в водоворотных зонах водохранилищ-охладителей она должна быть уничтожена биологическим либо механическим методом. Вне зон, принимающих участие в охлаждении воды, уничтожать заросли не следует, так как их наличие способствует улучшению качества охлаждающей воды. Должны проводиться противомалярийные мероприятия.

7.3.22 Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляторного оборудования) и брызгальных установок должен проводиться ежегодно в весенний и осенний периоды. Обнаруженные дефекты (проемы в обшивке башни, оросителе, неудовлетворительное состояние фиксаторов положения поворотных щитов тамбура, разбрызгивающих устройств водораспределения) должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура работающей градирни при положительных температурах воздуха должны быть установлены и зафиксированы в горизонтальном положении.

7.3.23 Антикоррозийное покрытие металлических конструкций, а также разрушенный защитный слой железобетонных элементов гидроохладителей должны восстанавливаться по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет. Водосборные бассейны, а также асбестоцементные листы обшивок башен градирен должны иметь надежную гидроизоляцию.

7.3.24 Водораспределительные системы градирен и брызгальных установок должны промываться постоянно, а при отсутствии промывочных отверстий или сопл – не реже двух раз в год – весной и осенью. Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, а вышедшие из строя – заменены. Водосборные бассейны градирен и брызгальных установок должны очищаться от ила и мусора не реже одного раза в 2 года.

7.3.25 Применяемые при ремонте механического оборудования гидротехнических сооружений и градирен деревянные конструкции должны быть антисептированы, а крепежные детали – оцинкованы.

7.3.26 Выходящие из строя типовые конструкции деревянных и асбестоцементных оросительных устройств и водоуловителей градирен должны быть заменены более эффективными и долговечными устройствами из полимерных материалов по техническим решениям, разработанным специализированной организацией.

7.3.27 Варианты проектных решений технического перевооружения, реконструкции (модернизации) гидроохладителей и систем технического водоснабжения до передачи их на тендер должны направляться энергообъектами на экспертизу специализированной организации, имеющей лицензию и опыт пуско-наладочных и экспериментальных работ в этой области, для обоснованного квалифицированного заключения по их надежности и долговечности с учетом получения максимального энергетического эффекта.

7.3.28 Технологические конструкции градирен (оросительные устройства, системы водораспределения и водоуловители) должны очищаться от минеральных и органических отложений.

7.3.29 Решетки и сетки градирен и брызгальных установок должны осматриваться один раз в смену и при необходимости очищаться, чтобы не допускать перепада уровней воды на них более 0,1 м.

7.3.30 В случае увлажнения и обледенения прилегающей территории, зданий и сооружений при работе градирен в зимний период года, градирни должны быть оборудованы водоулавливающими устройствами из полимерных материалов.

7.3.31 При наличии в системе технического водоснабжения нескольких параллельно работающих градирен и уменьшении зимой общего расхода охлаждающей воды и тепловых нагрузок часть градирен должна быть выведена в резерв с выполнением противопожарных и других мероприятий. Во избежание замерзания воды в водосборных бассейнах должна осуществляться циркуляция теплой воды.

7.3.32 Плотность орошения в работающих градирнях во избежание обледенения оросителя должна быть не менее 6 м3 /ч на 1 м2 площади орошения, а температура воды на выходе из градирни – не ниже 10 С исходя из условий обмерзания оросителя.

7.3.33 Брызгальные установки зимой должны работать с пониженным напором во избежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструктивных элементов и прилегающей территории. При уменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла и отключены крайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора у разбрызгивающих сопл должно быть обеспечено путем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на возможно большее количество работающих секций, а также отвода части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе из брызгальной установки должна быть не ниже 8 С.

7.3.34 При кратковременном отключении градирни или брызгальной установки в зимний период должна быть обеспечена циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.

7.3.35 В случае временного вывода в резерв градирен с элементами конструкций из дерева, полиэтилена и других горючих материалов окна для прохода воздуха в них должны быть закрыты, а за градирнями установлен противопожарный надзор.

7.3.36 Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирен должно проводиться не реже одного раза в 10 лет, железобетонных оболочек – не реже одного раза в 5 лет.

7.3.37 Исправность электросветового заграждения градирен и молниезащиты должна контролироваться в соответствии с местной инструкцией.

7.3.38 Ремонт градирен и брызгальных установок должен производиться по мере необходимости, но не реже одного раза в 4-5 лет.

7.3.39 Системы технического водоснабжения ответственных потребителей (обеспечивающие системы безопасности) и важные для безопасности гидротехнические сооружения должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями, разработанными на основании проекта, технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблока АЭС.

7.4 Гидротурбинные установки

7.4.1 При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть обеспечена бесперебойная их работа с максимально возможным для заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного действия. Оборудование ГЭС должно быть в постоянной готовности к несению максимальной располагаемой нагрузки, а ГАЭС к работе в насосном и генераторном режимах.

7.4.2 Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты и вспомогательное оборудование должны быть полностью автоматизированы. Пуск гидроагрегатов в генераторный режим и режим синхронного компенсатора, останов из генераторного режима и режима синхронного компенсатора, перевод гидроагрегата из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно должны осуществляться от одного командного импульса, а для обратимого гидроагрегата этот принцип должен осуществляться также для насосных режимов и для перевода из насосного в генераторный режим.

7.4.3 Гидроагрегаты должны работать при полностью открытых затворах, установленных на турбинных водоводах; предельное открытие направляющего аппарата гидротурбины должно быть не выше значения, соответствующего максимальнодопустимой нагрузке гидроагрегата (генератора, генератора-двигателя) при данном напоре и высоте отсасывания. Предельное открытие направляющего аппарата насостурбины, работающей в насосном режиме при минимальном напоре и допустимой высоте отсасывания должно быть не выше значения, соответствующего максимальной мощности генератора-двигателя в насосном режиме. Перепад уровней на сороудерживающих решетках не должен превышать предельного значения, указанного в местной инструкции по эксплуатации.

7.4.4 Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в состоянии готовности к немедленному автоматическому пуску. Гидротурбины (насос-турбина) с закрытым направляющим аппаратом должны быть под полным напором при полностью открытых затворах на водоприемнике и отсасывающей трубе. На высоконапорных ГЭС, с напором 300м и более, а также с напором от 200 до 300 м при числе часов использования менее 3000 предтурбинные и кольцевые затворы на резервных гидроагрегатах должны быть закрыты, а напорные трубопроводы заполнены водой. На ГЭС с напором ниже 200 м предтурбинный затвор на резервном гидроагрегате не должен закрываться, если он не выполняет оперативной функции.

7.4.5 Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронного компенсатора, должны быть готовы к немедленному автоматическому переводу в генераторный режим.

При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора рабочее колесо турбины должно быть освобождено от воды. На ГЭС, имеющих предтурбинные затворы, при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора предтурбинный затвор должен быть закрыт.

7.4.6 Гидроагрегаты должны работать в режиме автоматического регулирования частоты вращения с заданным статизмом. Перевод регулятора гидротурбины в режим работы на ограничителе открытия или на ручное управление допускается в исключительных случаях с разрешения технического руководителя ГЭС по согласованию с диспетчером энергосистемы.

7.4.7 При автоматическом регулировании гидроагрегата должны быть обеспечены:

- автоматический и ручной пуск и останов гидроагрегата;

- устойчивая работа гидроагрегата на всех режимах;

- участие в регулировании частоты в энергосистеме с уставкой статизма и мертвой зоны по частоте, задаваемой НЭК «Укрэнерго»;

- плавное (без толчков и гидроударов в маслопроводах) перемещение регулирующих органов при изменении мощности гидроагрегата;

- выполнение гарантий регулирования;

- автоматическое изменение ограничения максимального открытия направляющего аппарата при изменении напора;

- автоматическое и ручное изменение комбинаторной зависимости по напору (для поворотно-лопастных гидротурбин).

7.4.8 ГЭС мощностью свыше 30 МВт и с количеством гидроагрегатов более трех должны быть оснащены системами группового регулирования активной мощности, с возможностью использования их для вторичного автоматического регулирования режима энергосистемы по частоте и перепадам мощности. Отключение систем группового регулирования активной мощности допускается с разрешения диспетчерских служб соответствующих энергосистем или диспетчерской службы НЭК ‗‗Укрэнерго‘‘ в тех случаях, когда групповое регулирование агрегатов невозможно по техническому состоянию или режимным условиям работы оборудования ГЭС.

Системы группового регулирования активной мощности не должны препятствовать изменению мощности гидроагрегатов при изменении частоты в энергосистеме.

7.4.9 Условия, разрешающие пуск гидроагрегата, его нормальный и аварийный останов и внеплановое изменение нагрузки должны быть изложены в местных инструкциях, утвержденных техническим руководителем ГЭС и находящихся на рабочих местах оперативного персонала.

Значения всех параметров определяющих условия пуска гидроагрегата и режим его работы должны быть установлены на основании данных заводов-изготовителей и специальных натурных испытаний.

7.4.10 Пуск гидроагрегата запрещается при:

- напоре, выходящем за пределы допустимых значений, установленных заводомизготовителем гидротурбин;

- неисправности любой из защит, действующих на останов оборудования;

- дефектах системы регулирования гидроагрегата, в результате которых не обеспечиваются выполнение гарантий регулирования и нормальное управление гидроагрегатом;

- неисправности устройств дистанционного управления аварийными затворами, клапанов срыва вакуума, клапанов впуска воздуха и холостых выпусков, системы торможения гидроагрегата;

- качестве масла, не удовлетворяющем нормам на эксплуатационные масла и температуре масла ниже установленной заводскими инструкциями;

- уровнях масла в ваннах пяты и подшипников, сливном баке и масловоздушном котле маслонапорной установки ниже установленного заводскими инструкциями минимума.

7.4.11 Гидроагрегат должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в следующих случаях:

- пожара в генераторе;

- снижения давления масла в системе регулирования ниже допустимого предела;

- снижения уровня масла в ваннах пяты, подшипников и масловоздушном котле маслонапорной установки ниже установленного минимума;

- повышения температуры сегментов подшипников и подпятника гидроагрегата сверх допустимого предела;

- прекращения подачи воды на смазку турбинного подшипника;

- повышения частоты вращения ротора гидроагрегата сверх значения, установленного заводом-изготовителем;

- обрыва тросов обратных связей в системе регулирования;

- выхода из строя системы управления лопастями поворотно-лопастных гидротурбин или отклонителей струи ковшовых турбин.

Кроме того, гидроагрегат должен быть немедленно остановлен в других случаях, оговоренных местными инструкциями.

7.4.12 Гидроагрегат должен быть разгружен или остановлен по согласованию с техническим руководителем ГЭС в следующих случаях:

- выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

- неисправной работы системы регулирования;

- появления стуков и необычных шумов в проточной части гидротурбины или внутри генератора;

- увеличения биения вала гидроагрегата и вибрации опорных узлов агрегата, маслопроводов и золотников системы регулирования;

- уменьшения подачи воды на смазку турбинного подшипника;

- повышения уровня воды на крышке турбины или в капсуле сверх допустимого значения при отказе или недостаточной производительности дренажных насосов;

- нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, если устранение причин нарушения невозможно без останова агрегата.

7.4.13 Значения всех параметров, ограничивающих пуск и работу гидроагрегата, должны быть установлены на основании данных заводов-изготовителей или специальных испытаний и указаны в местной инструкции.

7.4.14 Для каждого агрегата должно быть определено и периодически в установленные местными инструкциями сроки проконтролировано минимальное время следующих процессов:

- закрытия направляющего аппарата гидротурбины до зоны демпфирования при сбросе нагрузки;

- открытия направляющего аппарата гидротурбины при наборе нагрузки с максимальной скоростью;

- разворота и свертывания лопастей рабочего колеса поворотно-лопастных и диагональных гидротурбин;

- закрытия и открытия регулирующей иглы и отклонителей струи ковшовой гидротурбины;

- закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотника аварийного закрытия;

- закрытия и открытия предтурбинных затворов, а также аварийно-ремонтных затворов на водоприемнике;

- закрытия холостого выпуска гидротурбины.

Кроме того, периодически в соответствии с местной инструкцией, должны проверяться критерии регулирования.

7.4.15 Не допускается длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации: размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин генератора, если на них расположены направляющие подшипники, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата не должно превышать значений, приведенных в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Частота вращения ротора гидроагрегата, об/мин

60 и менее

150

300

428

600

Допустимый размах вибрации, мм

0,18

0,16

0,12

0,10

0,08

Размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса или грузонесущей крестовины генератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать значений, приведенных в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Частота вибрации, Гц

1 и менее

3

6

10

16

30 и более

Допустимый размах вибрации, мм

0,18

0,15

0,12

0,08

0,06

0,04

Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений, указанных в местной инструкции.

7.4.16 Для каждого гидроагрегата в местной инструкции должны быть указаны номинальные и максимально допустимые температуры сегментов подпятника, подшипников и масла в маслованнах. Предупредительная сигнализация должна включаться при повышении температуры сегмента и масла в маслованне на 5 С выше номинальной для данного времени года. Значение уставок температур для каждого сегмента, в котором установлен термосигнализатор, и для масла определяются эксплуатационным персоналом на основе опыта эксплуатации или испытаний и вносятся в местную инструкцию.

7.4.17 Эксплуатация подпятников вертикальных гидроагрегатов, оснащенных эластичными металлопластиковыми сегментами с фторопластмассовым покрытием должна осуществляться в соответствии с местной инструкцией, составленной с учетом действующих НД и документации заводов-изготовителей, допускающих значение уставки сигнализации на 10 ˚С выше максимальной температуры эластичных металлопластиковых сегментов и масла, установившейся в наиболее жаркий период года, а уставку на останов агрегата – еще на 5 ˚С выше.

7.4.18 В процессе эксплуатации гидротурбинной установки должно быть организовано систематическое наблюдение за утечками масла в системе регулирования поворотно-лопастных гидротурбин, чтобы не допускать загрязнения акватории бьефа. При обнаружении утечек масла через уплотнения лопастей гидротурбины гидроагрегат должен быть выведен в ремонт.

7.4.19 Осмотр проточной части пропеллерных гидротурбин должен производиться с периодичностью, рекомендованной заводом-изготовителем.

7.4.20 Во время эксплуатации гидроагрегата путем осмотра и систематических измерений с помощью стационарных и переносных приборов должен быть организован контроль за работой оборудования в объеме и с периодичностью, указанными в местных инструкциях.

7.4.21 Система технического водоснабжения гидроагрегата должна обеспечить охлаждение опорных узлов, статора и ротора генератора, смазку обрезиненного турбинного подшипника и других потребителей при всех режимах работы гидроагрегата.

7.4.22 Капитальный ремонт гидротурбин должен производится один раз в 5-7 лет. В отдельных случаях по согласованному решению допускается отклонение от установленных сроков.

8 ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

8.1 Топливно-транспортное хозяйство

8.1.1 Общие положения

8.1.1.1 При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства необходимо обеспечить:

- бесперебойную работу железнодорожного транспорта энергопредприятия и механизированную разгрузку железнодорожных вагонов, цистерн, судов и других транспортных средств в установленные сроки и в соответствии с действующими НД;

- приемку топлива от поставщиков и контроль его количества и качества механизированным способом;

- механизированное и ручное складирование и хранение установленного запаса топлива с минимальными потерями;

- своевременную и бесперебойную подготовку и подачу топлива к котлам или в центральное пылеприготовительное отделение;

- предотвращение загрязнения окружающей территории пылью твердого топлива и брызгами нефтепродуктов.

8.1.1.2 Качество топлива, поставляемого на энергопредприятия, должно соответствовать государственным стандартам и техническим условиям.

В договорах с поставщиками, в зависимости от вида проектного топлива, необходимо указывать марку, категорию качества, зольность, влажность, содержание серы и летучих, класс крупности, температуру плавления золы, профилактические меры против смерзания, температуру вспышки, низшую теплоту сгорания, плотность, содержание ванадия и другие показатели, по которым ведется претензионная работа.

В договорах на поставку твердого, жидкого и газообразного топлива должны быть предусмотрены:

- равномерная (по графику) отгрузка твердого и жидкого топлива, а для газа - давление на входе в ГРП;

- возможность возвращения твердого и жидкого топлива поставщику за его счет при несоответствии показателей качества техническим условиям.

8.1.1.3 Необходимо организовать строгий учет всего топлива при поступлении на энергопредприятие, расходовании на технологические нужды, а также при хранении на складах согласно правил учета топлива на электростанциях.

Инвентаризацию твердого топлива следует проводить ежеквартально, а жидкого ежемесячно, в соответствии с действующими НД.

При учете топлива, поступающего на энергопредприятие, необходимо обеспечить:

- взвешивание всего твердого топлива, поступающего по железной дороге, конвейерами или автомобильным транспортом, или определение его количества обмером или по осадке судов при поступлении водным транспортом;

- взвешивание или обмер всего поставляемого жидкого топлива;

- определение при помощи СИТ количества всего сжигаемого газообразного топлива;

- постоянный, а при наличии приборов - непрерывный автоматический контроль качества всего потупающего и расходуемого на технологические нужды топлива;

- предъявление претензий поставщикам при обнаружении недостачи и ненадлежащего качества топлива.

8.1.1.4 Прибывшие железнодорожные вагоны и цистерны с топливом необходимо осмотреть. При обнаружении поврежденных вагонов или цистерн, утраты топлива в пути или других обстоятельств, предусмотренных ―Уставом железных дорог Украины‘‘, необходимо составить соответствующие акты и предъявить претензии железной дороге.

8.1.1.5 СИТ, используемые для учета топлива (весы, лабораторные приборы и другие измерительные устройства) и подлежащие государственному контролю и надзору, должны поверяться в сроки, установленные Госстандартом Украины.

СИТ, используемые для учета топлива и не подлежащие поверке, подлежат калибровке по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия.

8.1.1.6 Движение поездов, а также подача, выгрузка и уборка вагонов должны быть организованы в соответствии с НД о порядке обслуживания и организации движения на подъездном пути, единым технологическим процессом работы подъездных путей грузополучателя и условиями заключенного договора.

8.1.1.7 В договорах, заключаемых энергопредприятиями с предприятиями Укрзализныци или с другими предприятиями, осуществляющими транспортноэкспедиционное обслуживание, и при составлении единого технологического процесса не должно учитываться резервное оборудование фронта разгрузки твердого топлива (вагоноопрокидыватели, конвейеры и др.).

8.1.1.8 Аппаратура и устройства контроля, автоматического и дистанционного управления, технологичеких защит, блокировок и сигнализации, пожаротушения, разгрузочных и размораживающих сооружений, агрегатов и систем топливоподачи, хозяйств жидкого и газообразного топлива, а также средства диспетчерского и технологического управления должны быть в исправности и периодически проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия.

8.1.2 Твердое топливо

8.1.2.1 Эксплуатация топливоподач должна быть организована в соответствии с типовой инструкцией и другими НД, а также эксплуатационными инструкциями, утвержденными техническим руководителем энергопредприятия.

8.1.2.2 Для облегчения выгрузки топлива, особенно смерзшегося, и очистки железнодорожных вагонов энергопредприятия должны иметь специальные размораживающие сооружения, механические рыхлители, вагонные вибраторы и т.п. Процессы открытия и закрытия люков полувагонов, дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива должны быть механизированы с использованием люкоподъемников, дробильно-фрезерных машин и других механизмов.

8.1.2.3 При эксплуатации вагоноопрокидывателей, размораживающих устройств, рыхлительных устройств и других средств должна быть обеспечена их надежная работа с соблюдением требований Укрзализныци о сохранности железнодорожных вагонов.

Размораживающие устройства должны эксплуатироваться в соответствии с режимной картой и типовой инструкцией по обслуживанию.

8.1.2.4 Хранение топлива на открытых складах энергопредприятий (энергообъектов) должно быть организовано в соответствии с типовой инструкцией.

8.1.2.5 Механизмы и оборудование угольных складов должны быть в рабочем состоянии, а их производительность должна соответствовать максимальным расходам угля без учета машин и механизмов, находящихся в ремонте.

8.1.2.6 Работа грузоподъемных кранов, мостовых перегружателей при наличии трещин в металлоконструкциях, при неисправных тормозах, устройствах для предупреждения самопроизвольного движения, концевых выключателях и ограничителях перекосов запрещается.

8.1.2.7 По графикам утвержденным техническим руководителем энергопредприятия:

- основное оборудование и механизмы, имеющие резерв (вагоноопрокидыватели, нитки системы конвейеров, дробилки и др.), должны вводиться в работу попеременно; - находящееся в резерве оборудование должно проверяться и опробоваться.

При переводе энергопредприятия на сжигание газа или жидкого топлива одна нитка топливоподачи должна быть в постоянной готовности к работе.

8.1.2.8 Оборудование для подготовки и транспортирования угля должно обеспечивать подачу к котлам дробленого и очищенного от посторонних предметов топлива.

8.1.2.9 Механизмы топливоподачи должны иметь автоматическое или дистанционное управление с центрального щита управления топливоподачи, а также управление по месту.

При эксплуатации должна быть обеспечена надежная работа блокировок, устройств защиты, сигнализации и аварийного останова для бесперебойной, надежной и безопасной работы системы топливоподачи (останов конвейеров при пробуксовке лент, переполнении пересыпных течек, неправильном выборе схемы, при останове одного из механизмов из системы и др.).

8.1.2.10 Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств запрещается.

8.1.2.11 В галереях ленточных конвейеров, узлах пересыпки основного тракта и тракта подачи топлива со склада и в подземной части разгрузочных устройств температура воздуха в холодное время года должна поддерживаться не ниже 10 о С, а в помещении дробильных устройств (кроме нулевой отметки) не ниже 15 о С.

Температура воздуха в надземных частях разгрузочных устройств (за исключением здания вагоноопрокидывателя и других устройств с непрерывным движением вагонов) и на нулевых отметках дробильных корпусов должна поддерживаться не ниже 5 о С.

На конвейерах подачи топлива на склад при отсутствии отопительных устройств должна применяться морозостойкая лента.

8.1.2.12 Все виды твердого топлива должны подаваться в бункера сырого топлива дроблеными.

Размер кусков (крупность) топлива после дробления определяется характеристиками пылеприготовительных установок и шириной раскрытия отбирающих элементов пробоотборников.

Максимальный размер кусков топлива должен быть в 2,5 раза меньше ширины раскрытия отбирающего элемента пробоотборника.

Для обеспечения необходимого качества дробления зазоры между валками валковых дробилок, между молотками и отбойной плитой, колосниками и брусом молотковых дробилок должны периодически, в соответствии с местной инструкцией, контролироваться и регулироваться.

8.1.2.13 Перед подачей топлива в дробилки и мельницы необходимо осуществить механизированное удаление из него металла и древесных включений. На работающем конвейере металлоуловители должны быть постоянно включены.

Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающей системе металлоулавливания, имеющих системы пылеприготовления с мелющими вентиляторами, среднеходными и молотковыми мельницами, запрещается.

Уловленные посторонние предметы необходимо постоянно удалять.

8.1.2.14 Во время эксплуатации должен обеспечиваться равномерный по ширине поток топлива, поступающего на конвейеры, дробилки и др. Должны приниматься меры (очистка, обогрев, вибрирование, отсев мелочи), исключающие замазывание влажным топливом лент конвейеров, дробилок и др.

8.1.2.15 Устройства, устраняющие зависание топлива в бункерах и течках (оборудование для обогрева стенок, пневмо и парообрушители, вибраторы и др.), должны быть в работе или в состоянии готовности к работе.

8.1.2.16 Уплотнения узлов пересыпок, дробилок и других механизмов тракта топливоподачи, устройства для очистки лент и барабанов конвейеров, рабочие элементы плужковых сбрасывателей, аспирационные установки и другие средства обеспыливания должны быть в исправном состоянии и периодически, не реже одного раза в неделю, проверяться. Выявленные неисправности должны устраняться в кратчайшие сроки.

8.1.2.17 Отбор единичных порций и обработка проб топлива, поступающего к котлам, должны осуществляться с применением автоматических механических пробоотборников и проборазделочных машин, соответствующих требованиям НД.

Может также применяться радиационный метод контроля качества топлива.

Пробоотборные установки должны испытываться на представительность отбора (методические испытания) после каждого случая внесения конструктивных изменений в установку, при переводе котлоагрегатов на продолжительное сжигание топлива другой марки, но не позже чем через каждые 5 лет.

В процессе эксплуатации пробоотборных установок регулярно, один раз в год, необходимо проводить технологические испытания, при которых определяется средняя масса единичной порции, погрешность отбора и др.

8.1.2.18 На конструкциях зданий внутри помещений и на оборудовании системы топливоподачи запрещается скопление пыли. Механизмы топливоподачи должны быть тщательно уплотнены и оборудованы устройствами, обеспечивающими чистоту воздуха в соответствии с санитарными нормами. Запыленность и, в необходимых случаях, загазованность в помещениях системы топливоподачи должны контролироваться по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия.

При работе аспирационных установок топливоподачи должна быть обеспечена в соответствии с нормами очистка воздуха, выбрасываемого в атмосферу.

В соответствии с НД аспирационные установки топливоподачи должны быть паспортизированы и ежегодно испытываться на эффективность.

Уборка помещений и оборудования производится по графику и должна быть в основном механизированной.

Производить гидроуборку при температуре в помещениях ниже 5 о С, а также при нарушении герметизации облицовки и швов внутренних помещений запрещается.

8.1.2.19 Техническое обслуживание и ремонт механизмов топливных складов и тракта топливоподачи должны производиться по графикам, утвержденным техническим руководителем энергопредприятия.

Контроль за техническим состоянием оборудования, зданий и сооружений должен проводиться регулярно, с периодичностью, установленной местными инструкциями и НД.

8.1.3 Жидкое топливо

8.1.3.1 Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна быть организована в соответствии с действующими НД, в т.ч. ГКД 34.23.501 ―Мазутные хозяйства электростанций. Инструкция по эксплуатации‖, ГКД 34.21.522 ―Стальные вертикальные цилиндрические резервуары для хранения жидкого топлива и воды. Строительные конструкции. Инструкция по эксплуатации‖ и ГКД 34.09.102 ―Жидкое топливо на электростанциях. Методика по инвентаризации‖.

8.1.3.2 При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должна обеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованного топлива в количестве, соответствующем нагрузке котлов и газотурбинных установок, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок, в соответствии с требованиями эксплуатационных инструкций котлоагрегатов.

8.1.3.3 На трубопроводы жидкого топлива, их паровые спутники, а также на резервуары должны быть составлены паспорта установленной формы.

8.1.3.4 Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн должен истечь полностью, а лотки в местах, где отсутствуют перекрытия, необходимо закрыть крышками. Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться от отложений.

8.1.3.5 На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры пара: давление от 8кгс/см2 до 13 кгс/см2 (0,8-1,3 МПа), температура от 200 до 250 о С.

Конденсат паровых спутников и подогревателей мазута после соответствующей очистки должен использоваться в цикле энергопредприятия.

8.1.3.6 При сливе мазута с помощью открытого пара общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50 и 60 м3 должен быть не более 900кг/ч.

Подача пара в паропроводы сливной эстакады должна осуществляться только при сливе мазута из цистерн.

8.1.3.7 На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях) мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работу перекачивающих насосов.

Максимальная температура мазута в приемных емкостях и резервуарах должна быть на 15 о С ниже температуры вспышки топлива, но не выше 90 о С.

8.1.3.8 Тепловая изоляция оборудования (резервуаров, трубопроводов и др.) должна быть в исправном состоянии.

8.1.3.9 Внутренний осмотр резервуаров и приемных емкостей, с устранением выявленных недостатков, должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководством энергопредприятия, не реже одного раза в пять лет. При необходимости они должны очищаться от донных отложений.

Проверка технического состояния резервуара в объеме полного обследования должна производиться согласно графика не реже одного раза в 10 лет.

8.1.3.10 На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые утверждаются техническим руководителем энергопредприятия.

Периодическая переградуировка должна производиться в сроки, установленные НД.

8.1.3.11 По утвержденному графику должны проводиться: наружный осмотр мазутопроводов и мазутной арматуры – не реже одного раза в год, в пределах котельного отделения - один раз в квартал, выборочная ревизия арматуры – не реже одного раза в 4 года.

Наружный осмотр паровой и конденсатной арматуры должен проводиться ежеквартально, а выборочная ревизия – не реже одного раза в 2 года.

8.1.3.12 Вязкость мазута, подаваемого к котлам, не должна превышать: для механических и паромеханических форсунок 2,5 о ВУ (16 мм2 /с), для паровых и ротационных форсунок 6 о ВУ (44 мм2 /с).

8.1.3.13 Мазутные фильтры должны очищаться (паровой продувкой, вручную или химическим способом) при повышении их сопротивления на 50 % по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.

Обжиг фильтрующей сетки при очистке запрещается.

Подогреватели мазута должны очищаться при снижении их тепловой мощности на 30% по сравнению с номинальной.

8.1.3.14 Резервные насосы, подогреватели мазута и фильтры должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску.

Проверка включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должна производиться по графику, утвержденному техническим руководством энергопредприятия, но не реже одного раза в месяц. Проверка срабатывания устройств АВР должна производиться не реже одного раза в квартал по программе и графику, утвержденными техническим руководителем энергопредприятия.

8.1.3.15 При подготовке к ремонту мазутопроводов или оборудования они должны быть надежно отключены от работающего оборудования, сдренированы и пропарены.

На отключенных участках мазутопроводов паровые или другие спутники должны быть отключены.

8.1.3.16 Перед вводом резервуара в работу после длительного хранения мазута из придонного слоя (до 0,5 м) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазута большой обводненности к котлам.

8.1.3.17 По утвержденному графику, но не реже одного раза в неделю, должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры, а также понижения давления топлива, подаваемого к котлам на сжигание, правильность показаний выведенных на щит управления мазутонасосной дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.

8.1.3.18 Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов жидкого топлива должны осуществляться в соответствии с требованиями НД и местных инструкций. При этом должны соблюдаться следующие условия:

- прием заменителя мазута должен быть согласован с руководством

энергопредприятия не менее чем за пять суток;

- в качестве заменителей мазута могут быть использованы жидкие топлива с температурой вспышки не ниже 45 о С. При поступлении топлива с температурой вспышки ниже указанной сливать его на энергопредприятии запрещается;

- не допускается использование вместо мазута кислых гудронов и жидких топлив с вязкостью выше 16 о ВУ (118 мм2 /с) при 80 о С;

- при поступлении заменителей мазута и в процессе их использования должны быть выполнены дополнительные мероприятия по повышению пожарной безопасности, предусмотренные соответствующими НД.

8.1.3.19 Инвентаризация жидкого топлива должна проводиться по состоянию на первое число каждого месяца в соответствии с требованиями НД.

8.1.3.20 На оборудовании и стальных резервуарах, выводимых в резерв на длительный период (больше одного года), должны проводиться мероприятия по защите их от коррозии.

8.1.3.21 Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке резервуаров, лотков, приемных емкостей, фильтров, подогревателей мазута и других устройств, должны утилизироваться, а при невозможности – сжигаться в специально отведенных местах.

8.1.4 Особенности приема, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок и дизельгенераторов

8.1.4.1 При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не должно быть допущено его обводнение. При необходимости пропарки цистерн и резервуаров после слива обводненные продукты пропарки должны подаваться в специальные резервуары.

8.1.4.2 Слив топлива должен проводиться закрытым способом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники, арматура и т.д. должны быть в исправном состоянии, чтобы не допускать загрязнения топлива и его застывания.

Минимальная и максимальная температуры жидкого топлива в резервуарах должны быть указаны в местных инструкциях.

8.1.4.3 Топливо из расходных резервуаров должно отбираться заборным устройством с верхних слоев.

8.1.4.4 Пробы топлива из придонных слоев резервуаров должны отбираться при инвентаризации и перед вводом резервуара в работу.

При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5 % должны быть приняты меры, предотвращающие попадание обводненного топлива на сжигание.

При высоте обводненного слоя выше уровня ‗‗мертвого‘‘ остатка увлажненный слой должен быть сдренирован в специальные резервуары.

8.1.4.5 Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния.

Полное техническое обследование резервуаров газотурбинного топлива с циркуляционным способом разогрева должно проводиться не реже одного раза в 5 лет, резервуаров с паровым разогревом – ежегодно, с обязательным гидравлическим испытанием плотности внутрирезервуарных подогревателей и устранением обнаруженных дефектов и повреждений антикоррозионного покрытия.

Полное техническое обследование резервуаров для дизельного топлива должно проводиться не реже одного раза в 4 года. Частичное обследование – не реже одного раза в 2 года.

Техническое обследование должно проводиться в соответствии с ГКД 34.21.522.

8.1.4.6 После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топлива должны продуваться паром или сжатым воздухом, химически промываться и пассивироваться, с последующей промывкой соответственно газотурбинным или дизельным топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы этих трубопроводов.

8.1.4.7 Вязкость топлива, подаваемого на ГТУ, должна быть не более: при применении механических форсунок – 2 о ВУ (12 мм2 /с), при использовании воздушных (паровых) форсунок – 3 о ВУ (20 мм2 /с).

8.1.4.8 Марка и качество топлива для дизельгенераторов должны соответствовать требованиям завода–изготовителя дизелей.

8.1.4.9 Жидкое топливо должно быть очищено от механических примесей в соответствии с требованиями заводов–изготовителей.

В местных инструкциях должно быть указано допустимое значение перепада давления на фильтрах, в случае превышения которого они должны выводиться на очистку.

8.1.4.10 Периодичность контроля качества топлива и присадок при хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и определяемые показатели качества должны быть указаны в местной инструкции.

8.1.4.11 При использовании жидких топлив, содержащих коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы и др.) в количестве, большем, чем допускается действующими государственными стандартами и техническими условиями, топливо должно быть обработано на энергопредприятии в соответствии с местными инструкциями (промывка от солей натрия и калия или добавление антикоррозионной присадки).

8.1.4.12 Каждый резервуар должен быть оснащен средствами пожаротушения и предупреждения потерь от испарения топлива.

8.1.5 Газообразное топливо

8.1.5.1 При эксплуатации газового хозяйства должны быть обеспечены:

- бесперебойная подача к горелкам котла газа необходимого давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в количестве, соответствующем заданной нагрузке котлов;

- контроль количества и качества поступающего газа;

- безопасная работа оборудования;

- своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт оборудования; - надзор за техническим состоянием оборудования и его безопасной эксплуатацией.

8.1.5.2 Система газоснабжения и эксплуатация газового хозяйства энергопредприятий должна соответствовать требованиям ДНАОП 0.00-1.20 ―Правила безпеки систем газопостачання України‖, ДБН В.2.5-20 ―Газопостачання. Інженерне обладнання будинків і споруд. Зовнішні мережі і споруди―, ТИ 34-70-062 ―Типовая инструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций, сжигающих природный газ‖, и других НД.

8.1.5.3 Ввод в эксплуатацию газового хозяйства энергопредприятий разрешается при наличии акта о приемке объекта, технологических схем газопроводов, НД, инструкций и другой эксплуатационной документации по безопасному пользованию газом, плана локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций, документов об обучении и проверке знаний инженерно-технических работников и рабочих, обслуживающих газовое хозяйство, а также приказа о назначении лиц, ответственных за газовое хозяйство.

8.1.5.4 На каждый газопровод и оборудование газового регулировочного пункта (ГРП) должны быть составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, оборудование, СИТ и помещение ГРП.

В паспорта должны заноситься также сведения о ремонте газопроводов и оборудования ГРП.

8.1.5.5 На энергопредприятиях должны быть составлены и утверждены техническим руководителем перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Газоопасные работы должны выполняться по наряду. Лица, имеющие право выдачи нарядов на газоопасные работы, должны быть назначены приказом по энергопредприятию. Перечень газоопасных работ должен не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

Особо опасные работы (ввод в эксплуатацию, пуск газа, присоединение газопроводов, ремонт газопроводов и оборудования ‗‗под газом‖, работы в ГРП с применением сварки и газовой резки) должны проводиться по наряду и специальному плану, утвержденному техническим руководителем.

В плане работ должны быть указаны строгая последовательность проведения работ, расстановка людей, ответственные лица, потребность в материалах, механизмах и приспособлениях, предусмотрены мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность работ.

8.1.5.6 Колебания давления газа в газопроводах перед котлами котельного цеха (котельной) должны быть в пределах значений, указанных в местной инструкции, но не более 10% рабочего.

Неисправности регуляторов, вызывающие колебания рабочего давления, а также выявленные утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.

8.1.5.7 С целью избежания образования снежно-ледовых наростов в газопроводах при дросселировании и снижения вследствие этого надежности газового оборудования (арматура, фильтры и т.п.), необходимо поддерживать температуру газа выше точки росы, определенной для давления газа после регуляторов. В зависимости от относительной плотности газа в условиях эксплуатации эта температура должна быть не ниже 4 – 6 о С.

8.1.5.8 Подача газа к котлам (в котельную) по обводному газопроводу (байпасу), не имеющему регулирующего клапана, запрещается.

8.1.5.9 Проверка срабатывания защит, блокировок и сигнализации максимального и минимального давлений в газопроводе котельного цеха (котельной) после автоматических регуляторов давления должен проводится по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия, но не реже одного раза в месяц.

8.1.5.10 Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом или сжиганием отбираемых проб. При этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания еѐ в здания, а также воспламенение от какого-либо источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны быть продуты воздухом до вытеснения всего газа. Окончание продувки должно определяться анализом, при этом остаточное содержание газа в продувочном воздухе должно быть не более 20 % нижнего предела воспламенения газа.

8.1.5.11 По утвержденному графику, но не реже одного раза в 2 дня, должен проводиться обход трассы подземных газопроводов, находящихся на территории энергообъекта. При этом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода другие колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные, канализационные), подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

Для обслуживания подземных газопроводов должны быть составлены и выданы на руки обходчикам маршрутные карты с присвоенными им номерами. В каждой из них должны быть указаны схема трассы газопроводов и их длина, а также колодцы подземных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода.

8.1.5.12 Наличие газа в подвалах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором во взрывозащищенном исполнении.

Анализ проб воздуха в подвалах зданий может производиться непосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенного исполнения, а при отсутствии их - путем отбора пробы воздуха из подвала и анализа еѐ вне здания.

При отборе проб воздуха из шахт, колодцев и других подземных сооружений спускаться в них запрещается.

При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт и других подземных сооружений курить и пользоваться открытым огнем запрещается.

8.1.5.13 При обнаружении загазованности в каком либо сооружении на трассе должны быть дополнительно проверены подземные сооружения, подвалы в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки и организовано проветривание загазованных помещений подвалов, первых этажей зданий и подземных сооружений.

При обнаружении загазованности подвалов дополнительно должны быть предупреждены люди, находящиеся в зданиях, о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

Одновременно с проветриванием сооружений и подвалов должны быть приняты неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

8.1.5.14 Проверка плотности подземных газопроводов и состояния их изоляции должна быть организована по графику, в зависимости от условий эксплуатации газопроводов, но не реже одного раза в 5 лет с помощью приборов без вскрытия грунта. Результаты проверки должны заноситься в паспорт газопроводов и учитываться при определении объѐмов и сроков их ремонта.

8.1.5.15 Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии.

Применение огня для обнаружения утечек газа запрещается.

Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

8.1.5.16 Осмотр арматуры газопроводов должен быть организован по графику, но не реже одного раза в год. По результатам осмотра должны быть определены вид и сроки ремонта арматуры.

8.1.5.17 Внешний и внутренний осмотр помещений ГРП с отбором и анализом проб воздуха на загазованность на уровне 0,25 м от пола и 0,4-0,7 м от потолка должны производиться ежесуточно в дневную смену.

Помещения ГРП, котельных цехов и котельных должны быть снабжены приборами постоянного контроля загазованности.

8.1.5.18 Техническое обслуживание газового оборудования в объеме, утвержденном техническим руководством энергопредприятия, должно быть организовано по графику, но не реже одного раза в месяц, а ГРП не реже одного раза в 6 месяцев. Плановый ремонт должен проводиться не реже одного раза в год с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов, фильтров, если в паспорте заводов-изготовителей не указаны другие сроки. Очистка фильтра должна осуществляться также при достижении предельно допустимого значения перепада давления, которое указывается в инструкциях.

Корпус фильтра после выемки фильтрующей кассеты должен тщательно очищаться. Разборка и очистка кассеты должны производиться вне помещения.

8.1.5.19 Проверка настройки и действия предохранительных устройств (запорных и сбросных), а также авторегуляторов должна производиться перед пуском газа, после длительного (более 2 мес.) простаивания оборудования, а также при эксплуатации не реже одного раза в 2 месяца, если в инструкции завода-изготовителя не указаны другие сроки.

8.1.5.20 Ремонт устройств вентиляции, сети освещения и телефона должен проводиться немедленно после выявления их неисправности.

8.1.5.21 Ремонт установки электрохимической защиты подземных газопроводов должен быть организован по графику, но не реже одного раза в год.

8.1.5.22 На переездах, где расположены газопроводы, перед проведением капитального ремонта или реконструкции дорожного покрытия газопроводы независимо от срока их предыдущей ревизии и ремонта должны осматриваться и при необходимости ремонтироваться.

8.1.5.23 Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через специальные штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопроводов. Отвод из газопровода жидкости (конденсата) в канализацию запрещается. Конденсат должен собираться в специальные емкости и утилизироваться.

8.1.5.24 Подача и сжигание на энергопредприятиях доменного и коксового газов должны быть организованы в соответствии с требованиями правил безопасности в газовом хозяйстве предприятий черной металлургии.

8.1.5.25 Особенности эксплуатации при подаче и сжигании газогенераторного и сбросно-технологического влажного и сернистого газа (содержащего меркаптаны или сероводород) должны определяться проектом и инструкцией.

8.2 Пылеприготовление

8.2.1 При эксплуатации пылеприготовительных установок должна быть обеспечена бесперебойная подача к горелкам котла угольной пыли требуемой тонкости и влажности в количестве, соответствующем нагрузке котла.

Все исправные пылесистемы с прямым вдуванием при нагрузке котла в диапазоне 60-100 % номинальной, как правило, должны быть в работе. Режим работы пылесистем должен быть организован в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских характеристик и испытаний пылесистем и котла, утвержденной техническим руководителем энергопредприятия.

8.2.2 Перед пуском и включением в работу вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, а также после ремонта или нахождения в резерве более 3 суток всѐ еѐ оборудование должно быть осмотрено, проверена исправность СИТ, устройств дистанционного управления, защит, сигнализации, блокировок и автоматики.

8.2.3 Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, независимо от вида размалываемого топлива, в целях выявления мест возможных отложений пыли и их устранения должен быть проведен внутренний осмотр оборудования пылесистемы с вскрытием всех люков и лазов.

Открытие люков и лазов, а также внутренний осмотр оборудования пылесистемы должны выполняться с соблюдением всех правил безопасности, предусматриваемых инструкцией.

Контрольный внутренний осмотр оборудования пылесистемы с составлением акта должен быть проведен не позднее чем через 2000 ч работы пылесистемы специальной комиссией, назначаемой руководителем энергопредприятия.

8.2.4 Для предупреждения конденсации влаги и налипания пыли на элементах оборудования перед пуском должен быть обеспечен прогрев пылесистемы, режим которого должен быть установлен инструкцией.

8.2.5 На пылеприготовительных установках должны быть включены и находиться в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы, устройства сигнализации, защиты, блокировки. Приборы, используемые при измерении температуры в системах контроля, автоматики, защиты, сигнализации должны быть малоинерционными или средней инерционности, что регламентируется техническими условиями на их поставку.

8.2.6 При эксплуатации пылесистем должен быть организован контроль за следующими параметрами, процессами, показателями и состоянием оборудования:

- непрерывной подачей топлива в мельницы без останова питателя сырого угля или работы его без топлива;

- уровнями в бункерах сырого угля и пыли для предотвращения снижения или увеличения уровня против предельных значений, указанных в инструкции;

- температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок, не допуская еѐ повышения сверх контрольных значений, указанных в таблице 8.1;

Таблица 8.1

Группа топлив по выходу

горючих летучих

Температура пылегазовоздушной смеси, о С

Установки с прямым вдуванием при сушке

Установки с пылевым бункером при сушке

воздухом

дымовыми газами

Воздухом*

дымовы- ми газами**

системы с молотковыми мельницами

системы со среднеходными мельницами

системы с молотковыми мельницами

Системы с мельницами-вентиляторами

Антрацитовый штыб

не нормируется

Тощий уголь

180

150

-

-

130

150

Каменный уголь с выходом летучих

веществ 20 – 30 %

110

100

-

75

-

Каменный уголь с выходом летучих

веществ более 30 %

100

90

180

220

70

120

Бурый уголь

100

-

180

-

-

-

Сланцы

100

-

180

-

-

Лигниты

-

-

-

220

-

-

Торф 80 - 150 150 - -

____________________________________

*

При сушке воздухом температура смеси определяется за мельницей.

**

При сушке дымовыми газами:

- для схем с ШБМ температура смеси определяется за мельницей, при других типах мельниц - за сепаратором; - содержание кислорода в конце установки не должно превышать 16 % (без учета испаренной влаги топлива) во всех режимах работы. В случае превышения содержания кислорода более 16% в любом из режимов или при обрывах подачи топлива температура пылегазовой смеси не должна превышать значений, принятых при сушке воздухом.

- температурой пыли в бункере во всех режимах работы установки, не допуская еѐ превышения (по условиям взрывобезопасности) сверх значений, указанных в таблице 8.1 для температур пылевоздушной смеси;

- уровнем вибрации и температурой масла в блоках подшипников;

- исправностью предохранительных клапанов;

- состоянием изоляции и плотностью всех элементов пылесистемы (выбивание пыли должно быть немедленно устранено);

- током электродвигателей оборудования пылесистемы;

- давлением сушильного агента перед подсушивающим устройством или мельницей, перед и за мельничным вентилятором и мельницей-вентилятором;

- сопротивлением шаровых барабанных и среднеходных мельниц;

- содержанием кислорода в сушильном агенте в конце установки при сушке дымовыми газами (в местах, предусмотренных РД 34.03.352 ―Правила взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива‖);

- расходом сушильного агента на пылесистемах с прямым вдуванием с молотковыми и среднеходными мельницами;

- тонкостью пыли, кроме установок с прямым вдуванием.

Контроль работы пылесистем с нетипичными узлами (например, подачей концентрированной подачей пыли в горелки) должен осуществляться в соответствии с требованиями инструкций. В системах с подачей пыли высокой концентрации под давлением не должно допускаться проникновение транспортирующего воздуха в бункер пыли.

В случае размола разных марок топлив температуры пылегазовоздушной смеси принимаются как для топлива с большим выходом летучих веществ.

8.2.7 После пуска новых или реконструированных пылеприготовительных установок, а также после капитального ремонта должны проводиться отбор проб пыли для гранулометрического анализа и измерения основных показателей для составления новой или корректировки действующей режимной карты.

8.2.8 Контроль за тонкостью пыли при эксплуатации пылеприготовительных установок с бункером пыли должен осуществляться на основании анализа проб пыли, отбираемых из-под циклона с частотой, устанавливаемой инструкцией.

В установках с прямым вдуванием тонкость пыли должна контролироваться косвенным путем по количеству сушильного агента, поступающего на мельницу, и по положению регулирующих органов сепаратора.

8.2.9 В случае размола непроектных топлив и топлив ухудшенного качества:

а) тонина помола готовой пыли должна быть на уровне, рекомендованном для менее

реакционного топлива;

б) температура сушильного агента и пылевоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок должна обеспечивать оптимальную влажность и температуру готовой пыли;

в) если сушильная производительность пылесистемы меньше размольной, принимается сушильная производительность и разрабатываются мероприятия по увеличению еѐ до размольной.

8.2.10 Контроль и устранение присосов воздуха в пылесистемах должны быть организованы по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия, но не реже одного раза в месяц, а также после капитального или среднего ремонта и длительного нахождения в резерве или консервации.

Присосы воздуха в пылесистемы должны быть не выше значений, приведенных в таблице 8.2, выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги топлива.

Таблица 8.2

Расход сушильного агента, тыс.м3

Присосы воздуха в пылесистемы, %

Пылесистемы с бункером пыли при сушке

Пилесистемы прямого вдувания с мельницами – вентиляторами

Воздушной и газовоздушной в случае установки перед мельницами дымососов рециркуляции

газовоздушной с забором газов из газоходов за счет разрежения, создаваемого мельничным вентилятором

с ШБМ

с мельницами других типов

с ШБМ

с мельницами других типов

при газовоздушной

сушке

до 50

30

25

40

35

40

51 – 100

25

20

35

30

35

101 – 150

22

17

32

27

30

более 150

20

15

30

25

25

В пылесистемах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке значения присосов не определяются, а плотность установки должна проверяться путем ее опрессовки.

8.2.11 В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия, должно контролироваться состояние и аэродинамическое сопротивление устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента (циклонов, фильтров, скрубберов).

В соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем энергопредприятия, а также после капитального ремонта или реконструкции должна проверяться эффективность очистки от пыли отработавшего сушильного агента.

8.2.12 Для предупреждения слеживания пыли в бункерах она должна периодически срабатываться до минимального уровня. Периодичность срабатывания должна быть установлена инструкцией.

В зависимости от способности пыли к слеживанию и к самовозгоранию должен быть установлен решением технического руководства энергопредприятия предельный срок ее хранения в бункерах.

В каждом случае останова пылесистем на срок, превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, при переводе котлов на длительное сжигание газа или мазута, перед капитальным ремонтом котла, а также выводом в длительный резерв или консервацию пыль должна быть полностью сработана в топку работающего котла, бункера осмотрены и очищены.

Шнеки и другие устройства для транспортировки пыли перед остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли путем спуска ее в бункера.

8.2.13 Бункера сырого топлива, склонного к зависанию и самовозгоранию, должны периодически, но не реже одного раза в 10 суток, срабатываться до минимально допустимого уровня.

При переходе на длительное сжигание газа и мазута бункера сырого топлива должны быть полностью опорожнены.

8.2.14 Для поддержания оптимальной шаровой загрузки барабанных мельниц должна быть организована регулярная добавка шаров диаметром 40 мм с твердостью не ниже 400 НВ, прошедших соответствующую термическую обработку.

Периодичность добавки шаров должна быть такой, чтобы фактическая шаровая загрузка снижалась не более чем на 5 % оптимальной.

Сортировка шаров должна производиться не реже, чем через 2500-3000 часов работы мельницы. Загрузка шаров в барабаны и их сортировка должны быть механизированы.

Во время ремонта и сортировки шары диаметром менее 15 мм должны быть удалены из барабана мельницы.

8.2.15 Систематически по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия, должны осматриваться изнашивающиеся элементы оборудования пылеприготовительных установок (била, билодержатели, броня, рабочие колеса, валки, уплотнения и т.п.) и при необходимости заменяться или ремонтироваться. Должны также поддерживаться в исправности защитные устройства, устанавливаемые на быстроизнашивающихся участках (коленах пылепроводов, течках сепараторов и т.п.).

8.2.16 Сварочные работы в помещениях пылеприготовительных установок допускаются только на тяжелых и громоздких деталях неработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдении мер, предусмотренных НАПБ В.05.018-85/111 ―Инструкция о мерах пожарной безопасности при выполнении сварочных работ и других огневых работ на энергообъектах Минэнерго Украины‖.

8.2.17 В помещениях пылеприготовительных установок должна соблюдаться чистота, регулярно проводиться тщательная уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. Особое внимание должно обращаться на предотвращение накапливания пыли на горячих поверхностях оборудования и трубопроводах. Уборка помещений должна быть механизированной, без взвихривания пыли. Ручную уборку пыли разрешается выполнять лишь после предварительного увлажнения пыли путем разбрызгивания воды.

Графики и объемы работ по уборке должны быть установлены инструкцией.

Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли, запрещается.

8.3 Паровые и водогрейные котельные установки 8.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

- надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

- номинальная производительность котлов, параметры и качество пара и воды;

- экономичный режим работы, установленный на основании испытаний и заводских инструкций;

- регулировочный диапазон нагрузок, минимально и максимально допустимые нагрузки, определенные для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива; - допустимые величины выбросов вредных веществ в атмосферу.

8.3.2 Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см2 (10 МПа)* и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами пароводяного тракта. Котлы давлением ниже 100 кгс/см2 (10 МПа)* и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению.

Непосредственно после химической очистки или щелочения котлов должны быть приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.

Перед вводом котла в эксплуатацию после монтажа, а также после замены трубных элементов пароперегревательного тракта в процессе капитального и среднего ремонтов в объѐме более 5% должна быть проведена продувка пароперегревательного тракта и паропроводов.

8.3.3 Перед пуском котла из ремонта или после длительного нахождения в резерве (более 30 суток) должны быть проверены исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования, CИТ, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, защит, блокировок и средств оперативной связи. Выявленные неисправности должны быть устранены.

При неисправности защит и блокировок, действующих на останов котла, пуск его запрещается.

8.3.4 Перед пуском котла после нахождения в оперативном состоянии консервации (далее - консервации) должны проводиться мероприятия по проверке работоспособности и готовности к пуску в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации котла.

8.3.5 Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта, длительного нахождения в резерве или консервации (30 суток и более), - под руководством начальника цеха или его заместителя.

До розжига горелок должен быть проведен руководителем пуска инструктаж персонала, участвующего в пуске котла, а также лаборантов химического цеха по правилам безопасности с записью в оперативном журнале машиниста котла.

8.3.6 Перед пуском барабанный котел должен быть заполнен деаэрированной питательной водой.

Прямоточный котел должен быть заполнен питательной водой, качество которой должно соответствовать указаниям инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.

8.3.7 Заполнение неостывшего барабанного котла для проведения пуска разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 о С.

Если температура в какой-либо точке барабана превышает 140 о С, то заполнение его водой для гидравлической опрессовки запрещается.

________________________

* Здесь и далее приведены номинальные значения давления пара на выходе из котла согласно ГОСТ 3619 ‖Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры‖.

8.3.8 Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции по промывке от загрязнений должны проводиться на участке до встроенных в тракт котла задвижек при сепараторном режиме пуска или по всему тракту при прямоточном режиме пуска.

Растопочный расход воды должен быть равен 30% номинального. Другое значение растопочного расхода может быть определено лишь инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основании результатов испытаний.

8.3.9 Расход сетевой воды перед розжигом горелок водогрейного котла должен быть установлен и поддерживаться в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определенного заводом-изготовителем для каждого типа котла.

8.3.10 При пуске прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками должно поддерживаться на уровне 120-130 кгс/см2 (12-13 МПа) для котлов с рабочим давлением 140 кгс/см2 (14 МПа) и 240-250 кгс/см2 (2425 МПа) для котлов на сверхкритическое давление.

Изменение этих значений или пуск на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний.

8.3.11 Перед пуском и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта и закрытых шиберах газовоздуховодов сушильного агента к мельницам на протяжении 10-15мин с расходом воздуха не менее 25 % номинального.

Условия, обеспечивающие необходимый объем воздуха при вентиляции должны указываться в инструкции.

Вновь проектируемые котлы должны быть оборудованы расходомерами воздуха.

Одновременно с вентиляцией котла должен быть провентилирован ‗‗теплый ящик‘‘.

Вентиляция котлов, работающих под наддувом, и водогрейных котлов при отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.

Перед пуском котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин до розжига горелок.

Допускается сокращение продолжительности вентиляции топочной камеры и газоходов для котлов, оборудованных автоматической системой пуска, при наличии гарантии завода-изготовителя котла с расчетом кратности обмена воздуха.

Вентиляция системы пылеприготовления осуществляется во время растопки котла расходом сушильного агента, превышающим на 25% расчетное значение. Сброс сушильного агента в топку производится только при работающих растопочных устройствах в соответствии с указаниями инструкции. Запрещается сброс запыленного сушильного агента мельничных систем в недостаточно прогретую топку пускаемого котла, а также в топку остановленного котла.

8.3.12 Перед пуском котла на газе должна быть проведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками в соответствии с ДНАОП 0.00-1.20 и ТИ 34-70-062.

8.3.13 При розжиге горелок котлов с уравновешенной тягой должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работающих под наддувом (без дымососов), - дутьевой вентилятор.

8.3.14 С момента начала растопки горелок должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане.

Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться:

- для котлов давлением 40 кгс/см2 (4 МПа) и ниже - при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см2 (0,1 МПа) и перед подключением к общему паропроводу;

- для котлов давлением более 40 кгс/см2 (4 МПа) - при избыточном давлении в котле 3 кгс/см2 (0,3 МПа) и при давлении 15 - 30 кгс/см2 (1,5 - 3 МПа).

Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе пуска котла (с учетом поправок).

8.3.15 Пуск котла из различных тепловых состояний должен выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции заводаизготовителя и результатов испытаний котла в пусковых режимах.

8.3.16 В процессе пуска котла из холодного состояния, после капитального и среднего ремонта, но не реже одного раза в год, должно проверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.

8.3.17 Если до пуска котла на нѐм проводились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3-5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) на них должны быть подтянуты болтовые соединения.

Подтяжка болтовых соединений при большем давлении запрещается.

8.3.18 При пусках и остановах барабанных котлов должен быть организован контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева, охлаждения и разница температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений:

скорость прогрева при пуске котла ..............................................…..……. 30 о С/10мин; скорость остывания при останове котла .......................................….…… 20 о С/10мин; разница температур при пуске .......................................................….……. 60 о С; разница температур при останове ..................................................….…… 80 о C.

8.3.19 Подключение котла к общему паропроводу должно проводиться после дренирования и прогрева соединительного паропровода; давление пара при этом должно быть равным давлению в общем паропроводе или отличаться от него не более чем на 0,5 кгс/см2 (0,05 МПа).

8.3.20 Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15 %, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не менее 30 % номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15 % разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, устанавливаемой местной инструкцией, исходя из обеспечения устойчивого воспламенения и горения пыли.

Полное отключение растопочного топлива производить при тепловой нагрузке, установленной на основании указаний инструкции.

В случае оснащения котлов специальными растопочными горелками, работающими на твердом топливе, переход на сжигание твердого топлива должен выполнятся согласно инструкции по эксплуатации, составленной на основании испытаний.

8.3.21 При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15 % при тепловой нагрузке не ниже 15 % номинальной.

8.3.22 Работа котла в установившемся режиме должна строго отвечать режимной карте и обеспечивать:

- высокую надежность с максимальной экономичностью;

- расчетные параметры пара;

- минимальные выбросы вредных веществ в окружающую среду.

8.3.23 Режимная карта котла должна разрабатываться и корректироваться на основании результатов режимно-наладочных испытаний.

8.3.24 Режимно-наладочные испытания котла, корректировка режимной карты должны проводиться специализированной организацией, имеющей лицензию на выполнение указанных работ, не реже одного раза в 3 года, а также в случаях:

- после реконструкции котла;

- изменения способа сжигания топлива;

- изменения марки и вида топлива;

- совместного сжигания разных марок и видов топлива;

- изменения технического состояния котла и качества топлива, а также отклонения основных параметров от расчетных (проектных), приводящих к изменению экономичности более чем на 2 % и увеличению выбросов вредных веществ в атмосферу более чем на 10 %.

После среднего и капитального ремонта проводятся экспресс-испытания для оценки эффективности выполнения ремонтов.

Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

8.3.25 Предельные значения концентраций выбросов NОх и СО определяются действующими нормативно-правовыми актами.

При выбросах вредных веществ в атмосферу более 75 кг/ч должен проводиться автоматический беспрерывный контроль.

8.3.26 При работе котла должны поддерживаться режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.

8.3.27 Верхний предельный уровень воды в барабане при работе котла должен быть не выше, а нижний предельный уровень не ниже значений уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя или испытаний котла.

8.3.28 Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путем поддержания оптимальных топочных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и т.п.). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к работе.

Периодичность и технология очистки поверхностей нагрева должна быть регламентирована графиком и инструкцией.

8.3.29 При работе котлов, как правило, должны быть включены все тягодутьевые машины. Длительная работа при отключенной части тягодутьевых машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и недопустимость перетока воздуха (газов) через остановленный вентилятор (дымосос).

8.3.30 На котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5 %, его сжигание в регулировочном диапазоне нагрузок должно осуществляться, как правило, с коэффициентом избытка воздуха на выходе из топки не более 1,03.

В этом случае обязательным является выполнение установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и средствами автоматизации процесса горения).

8.3.31 Мазутные форсунки перед установкой в горелки должны быть опробованы на водяном стенде для определения их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на котел, должна быть не более 1,5%. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектом проверенных на стенде (тарированных) основных и растопочных форсунок.

Применение не проверенных на стенде (нетарированных) форсунок запрещается.

8.3.32 Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха запрещается. При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов в пределах котлов должны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута в паропровод.

8.3.33 При эксплуатации котлов температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже значений, приведенных в таблице 8.3.

Таблица 8.3

Вид топлива

Температура воздуха, о С

Трубчатый воздухоподогреватель

регенеративный воздухоподогреватель

Бурые угли (Sпр 0,4 %), торф, сланцы

50

30

Бурые угли (Sпр 0,4 %)

80

60

Каменные угли (Sпр 0,4 %)

60

50

Каменные угли (Sпр 0,4 %)

30

30

Антрациты

30

30

Мазут с содержанием серы более 0,5 %

110

70

Мазут с содержанием серы 0,5 % и менее

90

50

В зависимости от содержания серы в мазуте, расчетные значения температуры уходящих газов для номинальной нагрузки котла должны поддерживаться в соответствии с требованиями РД 34.26.105 ‗‗Методические указания по предупреждению низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и газоходов котлов‖, приведенными в таблице 8.4.

Таблица 8.4

Наименование параметра

Значение

Содержание серы, %

1,0

1,1-2,0

2,1-3,0

3,0

Температура уходящих газов, о С

140

150

160

165

В рабочем диапазоне нагрузок температура уходящих газов не должна снижаться более чем на 10о С от температуры для номинальной нагрузки.

В случае сжигания мазута с предельно малым коэффициентом избытка воздуха на выходе из топки (не более 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытия) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена против указанных значений и установлена на основании испытаний и опыта эксплуатации.

Если перед переходом на сжигание природного газа сжигался мазут или твердое топливо, необходимо:

- провести тщательную очистку поверхностей нагрева, особенно

воздухоподогревателей;

- поддерживать не менее одних суток температуру предварительного подогрева воздуха на уровне, установленном для предыдущего топлива.

При сжигании смеси топлив (газ-твердое топливо, мазут-твердое топливо) температура предварительного подогрева воздуха должна быть на уровне средневзвешенной относительно доли сжигаемых топлив. Значения температуры должны быть указаны в инструкции по эксплуатации котлов.

При сжигании смеси природного газа и мазута температура предварительного подогрева воздуха должна быть такой, как для соответствующей марки мазута, если доля мазута более 20 %.

Температура воздуха на всасе дутьевых вентиляторов водогрейных котлов должна быть не ниже 5 о С.

Пуск котла на сернистом мазуте должен проводиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха).

Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазуте должна быть не ниже 90 о С.

8.3.34 Для новых котлов горелки должны снабжаться формулярами и паспортами, выдаваемыми предприятиями изготовителями, в которые вносятся конструктивные изменения, произведенные в процессе их модернизации или ремонта.

8.3.35 Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механического недожога, превышающими 0,5 %, должны быть оборудованы постоянно действующими устройствами для отбора проб уноса золы в целях контроля за указанными потерями.

Периодичность отбора проб уноса должна быть установлена местной инструкцией, но не реже одного раза в смену при сжигании антрацитового штыба (АШ) и тощих углей и не менее одного раза в сутки при сжигании других марок топлив.

8.3.36 Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии, температура поверхности обмуровки должна быть не более 55 о С при температуре окружающей среды не более 25 о С.

8.3.37 Ограждения топки и газоходов котла должны обеспечивать приемлемую плотность с минимальными присосами воздуха.

Контроль и устранение присосов воздуха в топку и газовый тракт котла должны быть организованы по графику, утвержденному техническим руководителем энергопредприятия.

8.3.38 Нормы присосов холодного воздуха для топки и конвективных газоходов применительно к котлам, работающим под разрежением, не должны превышать значений, приведенных в таблице 8.5.

Таблица 8.5

Типы котлов, их элементы, участки газового тракта

Присосы, %

1 Топка и газовый тракт до выхода из пароперегревателя:

Паровые газомазутные котлы паропроизводительностью до 420 т/ч

5

Паровые газомазутные котлы паропроизводительностью выше 420 т/ч

3

Паровые пылеугольные котлы паропроизводительностью до 420 т/ч

8

Паровые пылеугольные котлы паропроизводительностью выше 420 т/ч с П-образной компоновкой

5

Паровые пылеугольные котлы паропроизводительностью выше 420 т/ч с Т-образной компоновкой

10

2 Газовый тракт на участке от выхода из пароперегревателя до дымососов (без учета золоуловителей): для котлов с трубчатыми воздухоподогревателями

10

для котлов с РВП

20

3 Газовый тракт котлов одинаковой паропроизводительности на участке от выхода

Типы котлов, их элементы, участки газового тракта

Присосы, %

из пароперегревателя до выхода из дымососов: для котлов с двумя РВП

20

для котлов с тремя РВП

25

4 Газовый тракт пылеугольных водогрейных котлов на участке от входа в воздухоподогреватель до выхода из дымососа (без учета золоулавливающих устройств)

10

5 Топка и газовый тракт газомазутных водогрейных котлов

5

6 Электрофильтры

10

7 Золоулавливающие установки других типов

5

8 Газоходы на участке от дымососа до дымовой трубы на каждые 10 м длины газохода:

Металлические

1

Бетонные, кирпичные

2

Топки и газоходы котлов с цельносварными экранами должны быть без присосов.

Перетоки воздуха в регенеративные воздухоподогреватели (РВП) котлов, работающих под наддувом, не должны превышать норм присосов для условий работы котла под разрежением.

Утечки дымовых газов через неплотности топок и газовоздушных трактов котлов, работающих под наддувом, не должны приводить к загазованности помещений выше установленных санитарных норм.

Нормы присосов воздуха в топку и газовый тракт котельных установок, отработавших установленный ресурс (наработку) и сроки эксплуатации могут быть уточнены и скорректированы на основании обоснованных материалов и результатов испытаний.

Нормы присосов в таблице даны в долях от теоретически необходимого количества воздуха для номинальной паропроизводительности котлов.

8.3.39 Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха один раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже одного раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонтов. Неплотности топки и газоходов должны быть устранены.

8.3.40 Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны удаляться водными отмывками во время пусков и остановов или химическими очистками.

Периодичность химических очисток должна быть определена инструкциями и по результатам количественного анализа внутренних отложений.

Работа котлов с количеством внутренних отложений, превышающих предельные значения, не допускается.

8.3.41 Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после снижения давления в нем до атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений - при температуре воды не выше 80 о С. В котлах, имеющих устройства для охлаждения барабана, допускается спуск воды после снижения давления до 10 кгс/см2 (1 МПа). Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного. Верхний предел этого давления должен быть установлен инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.

При каждом останове энергоблоков на время более суток должно производиться тщательное дренирование и обеспаривание первичного и вторичного тракта энергоблоков с вакуумной сушкой.

8.3.42 Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана запрещается.

8.3.43 При останове котлов в резерв после вентиляции топки и газоходов в течение 10-15 мин тягодутьевые машины должны быть остановлены; все шибера на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно закрыты.

Положение шиберов и направляющих аппаратов тягодутьевых машин во время простаивания котла в резерве или консервации зависит от метода подогрева наружных поверхностей нагрева котла и регламентируется инструкцией.

8.3.44 В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должен быть установлен контроль за температурой воздуха в наиболее холодных участках котлотурбинного цеха (котельной).

При температуре воздуха ниже 0 о С в пределах котла должны быть приняты меры к поддержанию плюсовых температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районе продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков СИТ, также должен быть организован прогрев воды в котлах или циркуляция еѐ через экранную систему.

8.3.45 При полуоткрытой компоновке котлов обеспечение плюсовой температуры продувочных и дренажных устройств, импульсных и других линий (трубок) должно быть предусмотрено проектом.

8.3.46 Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами разрешается при обеспечении допустимой скорости охлаждения и разности температур металла верхней и нижней образующих барабана.

Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.

Режим расхолаживания барабанных и прямоточных котлов с цельносварными экранами должен определяться заводом-изготовителем или на основании испытаний по определению надежности цельносварной экранной системы топочной камеры котла.

8.3.47 Непрерывный надзор персонала за остановленным котлом должен быть организован до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газов и воздуха в районе воздухоподогревателя и после поверхностей нагрева в водогрейном котле может быть прекращен не ранее чем через 24 часа после останова.

8.3.48 При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда резервным или растопочным топливом является мазут, схемы мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии, обеспечивающим немедленную подачу мазута к котлам.

8.3.49 При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельного цеха (котельной) или больших утечках мазута (газа) должны быть приняты все меры для прекращения истечения топлива через поврежденные участки или неплотности, вплоть до отключения мазутонасосной или закрытия запорной арматуры на ГРП, а также для предупреждения пожара или взрыва.

8.3.50 При сжигании непроектных топлив, топлив ухудшенного качества и смеси топлив:

а) переводу котлов на сжигание непроектного топлива или топлива ухудшенного

качества должна предшествовать тщательная предварительная проектно-конструкторская проработка специализированной организацией мероприятий и их реализация на ТЭС и ИТ для каждого типа котла и конкретного вида (марки) топлива, а также приведение котла в надлежащее техническое состояние;

б) при переводе котлов на сжигание непроектного угля или угля ухудшенного

качества, с проведением соответствующей реконструкции основного и вспомогательного оборудования, за расчетную теплоту сгорания необходимо принимать теплоту сгорания топлива ухудшенного качества;

в) во избежание интенсивного эрозионного износа поверхностей нагрева котлов при

сжигании высокозольного топлива и для обеспечения надежной работы системы гидрозолошлакоудаления необходимо ограничивать подачу этого топлива на период до разработки и внедрения мероприятий, обеспечивающих нормальную эксплуатацию котлов и систем гидрозолошлакоудаления;

г) для обеспечения заданных нагрузок котлов во время сжигания топлива ухудшенного качества необходимо для восполнения недостающего тепла или для подсветки факела подавать дополнительное количество природного газа или мазута;

д) расход природного газа или мазута для восполнения недостающего тепла или для подсветки факела при сжигании топлива ухудшенного качества должен быть не больше норм, регламентированных действующими НД применительно к разным группам углей по выходу летучих веществ;

е) партии твердого топлива различного качества перед поступлением в бункера

сырого угля должны тщательно перемешиваться;

ж) сжигание смеси твердых топлив с резко отличными реакционными и

размольными характеристиками не допускается;

и) сжигание смеси разных видов топлив должно быть организовано в отдельных горелках котла. При этом не должны допускаться температурные перекосы по сторонам топки и газовоздушного тракта;

к) при топливном балансе ТЭС и ИТ, характеризующимся стабильным соотношением различных видов топлив, необходимо обеспечивать их сжигание в отдельных котлах, и как исключение, - совместное сжигание в ограниченном количестве;

л) совместное сжигание более двух видов топлива не допускается.

8.3.51 Котел должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе защит или их отсутствия в следующих случаях:

а) недопустимого повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из

строя всех водоуказательных приборов;

б) быстрого снижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленную подпитку

котла;

в) выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного парового котла более чем на 30 с (если нет других указаний);

г) прекращения работы всех питательных насосов;

д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте;

е) обнаружения неисправности предохранительного клапана или других

заменяющих предохранительных устройств;

ж) недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла

до встроенных задвижек;

и) недопустимого понижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10

с;

к) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных

элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, водоопускных трубах), в паропроводах, в питательных трубопроводах и пароводяной арматуре, которые находятся под давлением и не могут быть отключены.

л) погасания факела в топке;

м) недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном

(при работе котла на одном из этих видов топлива);

н) одновременного снижения давления газа и мазута (при совместном их сжигании)

за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных инструкцией;

п) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых

вентиляторов либо всех РВП;

р) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоуловителе, разогрева докрасна несущих балок каркаса или обвала обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

с) прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель более 20 с;

т) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого

более чем на 10 с;

у) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше

допустимой;

ф) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного

управления отключающей арматуры, входящей в схему защит котла;

х) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического

управления или на всех СИТ;

ц) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.

ш) повышения давления или увеличения разрежения в топочной камере котла с

газоплотными экранами выше значений, рекомендуемых заводами-изготовителями.

8.3.52 Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя электростанции (котельной) с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях:

а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

б) недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если

снизить температуру изменением режима работы котла не удается;

в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

г) резкого ухудшения качества питательной воды против установленных норм;

д) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и

автоматического управления и СИТ;

е) отключения или прекращения работы газоочистных установок котла,

предусмотренных проектом.

8.3.53 Перед выведением котлов в оперативное состояние резерва сроком более 3 суток или консервации, а также во время простаивания в резерве или консервации должны быть приняты меры по предупреждению (снижению интенсивности) коррозии металла внутренних и наружных поверхностей нагрева согласно 8.7.5, действующих НД и инструкций по эксплуатации.

8.4 Паротурбинные установки

8.4.1 При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены: надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их

изменения в пределах регулировочного диапазона, вплоть до технического минимума; работа под нагрузкой при аварийном снижении частоты в энергосистеме до

уровня частоты, определѐнной в ТУ на поставку турбины; нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного

оборудования; недопущение шума и загазованности воздуха в машзале выше установленных норм.

8.4.2 Система автоматического регулирования турбины в полном составе согласно проектной комплектации завода-изготовителя или модернизированная(с механическими, гидравлическими, электрическими, электронными и другими элементами согласно проекту) должна удовлетворять следующим требованиям:

- устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

- устойчиво поддерживать частоту вращения ротора (далее частота вращения) турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (во всем рабочем диапазоне или в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

- удерживать частоту вращения турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (при отключении турбогенератора от сети и собственных нужд), соответствующей максимальному расходу свежего пара в часть высокого давления при номинальных его параметрах и максимальному расходу пара в часть низкого давления турбины.

В случае отключения отдельных элементов системы автоматического регулирования работа турбины должна рассматриваться согласно 8.4.30, перечисление в).

8.4.3 Значения параметров, характеризующих качество работы систем регулирования паровых турбин, должны соответствовать ГОСТ 24278 (СТ СЭВ 3035) ‗‗Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования‘‘ для тепловых электростанций и ГОСТ 24277 ‗‗Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические требования‘‘ для атомных электростанций.

Для всего парка эксплуатируемых в Украине турбин, выпущенных ранее начала действия указанных стандартов, в том числе турбин иностранных фирм, значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным в таблице 8.6.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

8.4.4 Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин и действующих МУ 34-70-062 ―Методические указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин‖.

Таблица 8.6

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара)*, %

4-5

Местная степень неравномерности по частоте вращения** , %: - минимальная: - в любом диапазоне нагрузок, не менее

2,5

- в диапазоне нагрузок до 15 % Nном , не более

10

- в диапазоне нагрузок от 15 % Nном до максимальной при сопловом - максимальная: парораспределении и до 90 % Nном при дроссельном, не более

6

- в диапазоне нагрузок от 90 % Nном до максимальной при дроссельном парораспределении, не более

15

Степень нечувствительности по частоте вращения не более*** , %

0,3

Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления, %: - при давлении в отборе (противодавлении) менее 0,25 МПа (2,5 кгс/см2 ), не более

5

- при давлении в отборе (противодавлении) 0,25 МПа (2,5 кгс/см2 ) и выше, не более

2

____________________

* для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 – 6,5 %.

** определение местной степени неравномерности проводится в зоне (на участках) изменения нагрузки не менее 3 % Nном,

***: а) для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5 %;

б) для вновь выпускаемых турбин степень нечувствительности, согласно вышеуказанным ГОСТ;

в) для турбин с электрогидравлической системой регулирования степень нечувствительности не должна превышать 0,06 %.

Доведение характеристик регулирования турбин 150 МВт и более до уровня современных требований, и, прежде всего, переход на ЭГСР, должен быть предусмотрен планами энергообъединений в соответствии с

5.6.7.

8.4.5 Автомат безопасности должен настраиваться на срабатывание при повышении частоты вращения турбины на 10-12 % сверх номинальной или до значения, указанного заводом- изготовителем. Допускается, с письменного разрешения технического руководителя электростанции (энергообъекта), производить настройку срабатывания автомата безопасности на значение частоты вращения меньшее, чем на 10 % сверх номинальной, но это значение должно быть заведомо выше, чем возможное повышение частоты вращения турбины при мгновенном сбросе электрической нагрузки до собственных нужд (при отключении турбогенератора от сети), соответствующей максимальному расходу свежего пара в часть высокого давления при номинальных его параметрах и максимальному расходу пара в часть низкого давления турбины.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

- стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

- стопорные (автоматические защитные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

- автоматические защитные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

8.4.6 Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытана на холостом ходу увеличением частоты вращения сверх номинальной в следующих случаях* :

а) после монтажа турбины;

б) перед испытанием системы регулирования мгновенным сбросом электрической

нагрузки с отключением турбогенератора от сети;

в) после длительного (более 30 суток) простоя;

__________________________

Испытанию должна предшествовать проверка автомата безопасности подачей масла на бойки (кольца) с регистрацией частоты вращения их срабатывания.

Испытание защиты должно проводиться не ранее, чем за 15 дней до испытания сбросом нагрузки.

г) после разборки автомата безопасности;

д) после капитального ремонта турбины;

е) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

ж) периодически (по графику) не реже одного раза в 4 месяца *** .

В перечислениях е) и ж) допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей еѐ цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха (начальника энергоблока) электростанции (энергообъекта) или его заместителя.

8.4.7 Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном (согласно указаниям завода-изготовителя) давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или МУ 34-70-062, а для турбин, критерии проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или МУ 34-70-062, не должно быть выше 50 % номинальной при номинальных параметрах пара перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них, при наличии дренажа между ними, не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже одного раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности и устранение выявленных неисправностей.

8.4.8 Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (автоматические защитные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, автоматические защитные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться:

- на полный ход перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя;

- на часть хода- ежесуточно, если нет специальных указаний завода-изготовителя, во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

8.4.9 Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже одного раза в год и перед испытанием системы регулирования турбины мгновенным сбросом электрической нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых теплофикационных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно охладительными установками и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний заводаизготовителя.

__________________

*** В случае, если при эксплуатации турбины не были замечены отклонения в работе системы регулирования и защиты, а отключение турбогенератора от сети нежелательно по условиям эксплуатации, разрешается в каждом конкретном случае с письменного распоряжения технического руководителя электростанции (энергообъекта) увеличить промежуток между испытаниями до 6 месяцев.

Посадка обратных клапанов всех отборов, включая отборы на турбоприводы питательных насосов, должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе - периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции (энергообъекта), но не реже одного раза в 4 месяца при работе турбины на холостом ходу (см. дополнительно 8.4.6,―‖).

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

8.4.10 Проверка времени закрытия стопорных (автоматических защитных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине, при еѐ работе на холостом ходу и под нагрузкой для проверки их соответствия требованиям 8.4.3 и данным завода-изготовителя должны выполняться:

- после монтажа турбины;

- непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

8.4.11 Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом до нуля электрической нагрузки (при отключении турбогенератора от сети и собственных нужд), соответствующей максимальному расходу пара в часть высокого давления при номинальных его параметрах и максимальному расходу пара через часть низкого давления в конденсатор турбины, должны выполняться:

- при приемке турбины в эксплуатацию после монтажа;

- после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения турбогенератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики турбоагрегата или характеристик системы регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения турбогенератора от сети.

8.4.12 При выявлении отклонений фактических характеристик системы регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанных заводом-изготовителем или в местной инструкции значений или ухудшения их плотности, должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

8.4.13 Работа турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с письменного разрешения технического руководителя электростанции (энергообъекта) и уведомлением диспетчера ЭЭС о длительности такой работы. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.

8.4.14 При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

надежность работы агрегатов на всех режимах; пожаробезопасность;

поддержание качества и температуры масла в соответствии с требованиями

инструкции по эксплуатации турбоустановки; предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и

окружающую среду.

8.4.15 Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе два раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий и резервный масляные насосы системы смазки имеют индивидуальные электроприводы, проверка АВР перед остановом не проводится.

Для турбин, у которых аварийный масляный насос имеет привод от вала турбины, периодичность и метод (способ) его проверки устанавливается заводом-изготовителем.

8.4.16 На турбинах, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы долж